Модернизация АГЗУ

Необходимость в модернизации АГЗУ "Спутник" появилась в связи с появлением национального стандарта ГОСТ Р8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа". В соответствии с документом, применяемые в настоящее время АГЗУ не отвечают требованиям стандарта по составу измеряемых параметров и по метрологическим характеристикам. В установках измеряется только объемный расход жидкости, в то время как стандарт требует приведенного к стандартным условиям.
Техническое решение по модернизации АГЗУ "Спутник" с установкой кориолисовых расходомеров, влагомеров.
Состав работ по модернизации:
техническое освидетельствование;
ремонт установки согласно результатам технического освидетельствования;
модернизация установки;
стыковка системы АСУ ТП с верхним уровнем.

Наше предприятие последовательно занимается новыми технологиями, решающими проблемы измерения дебита нефтяных скважин, измерениями расхода откачиваемой продукции нефтяных скважин на оперативных узлах учета нефти и соответственно производством всевозможного оборудования для реализации предлагаемых новых технологий.

Предприятие производит ремонт и модернизацию замерных установок с получением результатов измерения продукции нефтяных скважин в соответствии с требованиями ГОСТР 8.615. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.

Ведется разработка измерительных установок, в которых продукция нефтяных скважин для измерения готовится, путем отстоя и поочередно, по компанентно, (свободная вода, эмульсия водонефтяная, нефть и газ) подготовленная для измерения прогоняется через одну измерительную линию с определением ее состава в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615.

Предлагаемое техническое решение за счет сокращения в два раза количества средств измерения, ввиду применения одной измерительной линии и для жидкости, и для газа, позволит существенно снизить расходы при приобретении замерной установки, значительно сократить эксплуатационные затраты, и как следствие, повысить надежность работы оборудования, достоверность получения информации, кратно превышающая требования ГОСТ Р 8.615 при обводненности измеряемой продукции нефтяных скважин превышающей более пятидесяти процентов.

В основе всех этих предложений по новым технологиям измерений расхода заложен разработанный нашими специалистами Электронный Расходомер Вихревой Импульсных Потоков (ЭРВИП), позволяющий измерять расход или жидкости, или газа.

Предлагаем Вам провести опытно-промышленные испытания нашего оборудования, предлагаемых оригинальных технических решений с применением новых технологий на базе этого расходомера.

Презентация: Модернизация АГЗУ

Характеристика	Значение характеристики
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях , м³/ч	от 1,4 до 1000
Диапазон измерительного канала массового расхода жидкости, т/сут	От 0,1 до 3000
Рабочее давление, МПа, не более	4,0
Напряжение питания для средств измерений , В:
от сети переменного тока с частотой питания (50 ± 1) Гц	От 200 до 240
от источника постоянного тока	От 12 до 24
Потребляемая мощность, Вт, не более	150
Температура окружающего воздуха, °С	от минус 40 до плюс 50
Характеристики рабочей среды - газожидкостной смеси (нефть, пластовая вода, газ)
температура, °С	от 1 до 90
вязкость жидкости, 10^-6 м²/с, не более	120
давление рабочей среды, МПа, не более	4,0
плотность нефти, кг/м³, не менее	600
плотность пластовой воды, кг/м³	от1000 до1200
плотность замеряемой жидкости при t=20 °С, кг/м³	от 760 до 1 150
объемная доля пластовой воды в жидкости (обводненность нефти), %	от 0 до 98
содержание парафина, массовая доля, %	до 7,0
содержание механических примесей, мг/л, не более	50
объемное содержание сероводорода, %	до 2,0
содержание газа в нефти, газовый фактор, м³/т в стандартных условиях	до 150
средняя наработка на отказ, ч, не менее	17250
срок службы, лет	10
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода жидкости (сырой нефти), %	± 2,5
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала расхода и объема газа (в стандартных условиях), %	± 5,0
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти, %, в диапазоне объемной доли воды до 70 % включительно более 70 до 95 % более 95 до 98 %	± 6,0 ± 15,0 ± 30,0