Измерение дебита одиночных скважин
Решением для измерения дебита скважин на крупных нефтяных месторождений, когда скважины располагаются на далеком расстоянии от базовых объектов, является установка УИДС.НТ.
Установки «УИДС.НТ» являются альтернативой измерительной установки БИУС, и предназначены для измерений объема, объемного расхода в добываемой из нефтяных скважин сырой нефти, газо- жидкостной смеси (ГЖС), а также для измерений объёмного расхода и объема нефтяного газа при рабочих условиях и приведения их к стандартным условиям. Установка позволяет измерять плотность при рабочих условиях эмульсии, нефти, воды, с последующим вычислением их массы и массового расхода.
| Количество подключаемых скважин | 1 |
| Диапазон измерения: | |
| - массового расхода сырой нефти, т/сутки | от 2 до 400 |
| - объемного расхода попутного нефтяного газа при р.у., м³/сутки | от 1,6 до 3000 |
| Рабочее давление, МПа, не более | 4,0 |
| Питание электрических цепей: | |
| - род тока | переменный |
| - напряжение, В | 380/220 |
| - отклонение напряжения питания сети, % | от -15 до +10 |
| - частота переменного тока, Гц | 50± 1 |
| - потребляемая мощность, кВА, не более | 20 |
| Характеристика окружающего воздуха: | |
| интервал температур, °С | от -45 °С (У1) и -60 °С (УХЛ1) до +40 °С |
| Характеристика рабочей среды-газожидкостная смесь (нефть, плавтовая вода, газ): | |
| - температура, °С, м²/с, в пределах | от 5 до 60 |
| - вязкость жидкости, м²/с, не более | 120 |
| - давление рабочей среды, МПа, не более | 4,0 |
| - плотность нефти, кг/м³ | 700-900 |
| - плотность пластовой воды, кг/м³ | 1000-1200 |
| - диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости (обводненность нефти), % | от 0 до 95 |
| - содержание парафина, массовая доля, % | до 7,0 |
| - содержание механических примесей, мг/л, не более | 3000 |
| - размер механических примесей, мм, не более | 5,0 |
| - содержание сероводорода, объемное, % | до 2,0 |
| - максимальное значение содержания газа в нефти, газовый фактор, м³/т ( в стандартных условиях) | 150 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности, %: | |
| - при изменении массы и массового расхода жидкости | ±2,5 |
| - при измерениях объема и объемного расхода газа (в стандартных условиях) | ±5,0 |
| - при определениях массы и массового расхода нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти: | |
| - до 70% | ±6,0 |
| - от 70% до 95% | ±15,0 |
| Срок службы, лет | 10 |
