АВТОМАТИЗАЦИЯ-МЕТРОЛОГИЯ-ЭКСПЕРТ

Основные преимущества и возможности

• Измерение дебитов фаз флюида при осложненных режимах потока (вязкая нефть, пробковый режим, эмульсии, низкие температуры, вспенивание);
• Отсутствие влияния изменения режима работы скважины на точность измерений;
• Точные измерения количества фаз в реальном времени без сепарации потока;
• Вывод скважины на оптимальный режим добычи, не дожидаясь ввода в эксплуатацию стационарных измерительных систем;
• Исключение рисков выхода из строя стационарных замерных установок сепарационного типа;
• Минимизация рисков потерь добычи сырья при минимизации присутствия рабочего персонала для обслуживания установки (два человека);
• Исключение длительных процедур подготовки и измерения сырья, снижение трудоемкости измерений;
• Осуществление непрерывного измерения многофазного потока в режиме реального времени по всему диапазону дебита скважины;
• Возможность определения фракции H2S в газожидкостном потоке;
• Надежность и компактность.

Метрологические и технические характеристики

Измеряемые параметры	Значение
1	2
Способ монтажа	вертикальный с восходящим потоком
Измеряемая среда	нефть/ вода / газ
Диаметр условного прохода	от 50,8 мм. до 203,2 мм. (от 2“ до 8“)
Типоразмер/внутренний диаметр	4/50, 4/67, 6/87, 8/132, 10/173 “ /мм
Объёмное содержание газа в потоке (GVF)	от 0 до 100%
Вязкость измеряемой среды	любая
Плотность измеряемой среды	не более 1200 кг/м3
Максимальное давление в трубопроводе	не более 34,5 МПа
Температура измеряемой среды	от -20 до +130 ºC
Интерфейс связи	RS-232/RS-485/Ethernet
Протокол обмена данными	Modbus ASCII/RTU/TCP
Допускаемая относительная погрешность измерений массы и массового расхода сырой нефти при содержании объемной доли газа – от 0 % до 90 %	не более 2,5%
Допускаемая относительная погрешность измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды:
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 70 %	не более 6%
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70% до 95%	не более 15%
Допускаемая относительная погрешность измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям при содержании объемной доли газа от 25% до 100%	не более 5%

Комплектность и компоновка оборудования

Стандартно установка состоит из технологического и аппаратурного блоков.

Технологический блок предназначен для размещения и обеспечения условий нормальной работы входящих в состав установки средств измерений и технологического оборудования. Например, блок может быть выполнен в виде утепленного помещения, внутри которого установлены:

• многофазный расходомер Roxar MPFM 2600;
• предохранительный клапан;
• обратный клапан;
• основная трубопроводная обвязка, служащая для соединения входов установки с входом расходомера и выходной линией расходомера с выходным коллектором;
• дренажная трубопроводная обвязка;
• гидравлическая станция;
• бак для химреагента;
• насос-дозатор;
• запорная и регулирующая арматура;

• контрольно-измерительные приборы;
• датчики пожарной сигнализации и загазованности;
• и другое технологическое оборудование в зависимости от требований проекта.

Аппаратурный блок выполнен в виде утепленного помещения, внутри которого размещены:

• компьютер потока*;
• силовой шкаф и шкаф управления (при наличии);
• смонтированы вторичные приборы пожарной сигнализации и газоанализаторы.

Для поддержания необходимой положительной температуры в помещении установлен электрический обогреватель. При необходимости опционально устанавливаются ДЭС с баком запаса топлива.

* Компьютер потока представляет собой вычислительный блок для быстрого выполнения всех алгоритмов вычисления параметров потока. Он обеспечивает связь со всеми внутренними измерительными приборами, взаимодействует с программным обеспечением для сервисного обслуживания расходомера и клиентскими системами. Это позволяет свести количество метрологически значимых элементов установки к минимуму, исключив необходимость в дополнительных вычислителях и контроллерах.