Система представляет собой распределенные в пространстве СИ, связанные с блоком индикации и управления, в котором располагается ПЛК с измерительными модулями и панель визуализации (система обработки информации). Применяется в качестве составной части измерительных установок реципиентов ( находящихся в эксплуатации (в целях модернизации АГЗУ) или при выпуске из производства (при изготовлении новых АГЗУ).

ТИПОВОЙ СОСТАВ СИДС

Открыть схему

  1. датчик температуры свободного газа;
  2. расходомер свободного газа;
  3. датчик давления;
  4. место для поточного влагомера скважинной жидкости;
  5. расходомер скважинной жидкости;
  6. датчик температуры скважинной жидкости.

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СИДС

  • ГЖС из скважины предварительно разделяется сепаратором на газ и жидкость (сырую нефть);
  • Масса, плотность, объем жидкости, состоящей из смеси нефти и пластовой воды, измеряются массомером (или объемным расходомером с плотномером) в жидкостной измерительной линии на выходе сепаратора;
  • Объемная доля воды в жидкости либо измеряется влагомером, либо рассчитывается косвенно, исходя из плотностей жидкости, воды, нефти, либо задается по результатам измерения ХАЛ;
  • Масса нефти нетто вычисляется исходя из количества жидкости, доли воды и лабораторных данных о плотностях воды и нефти;
  • Объем газа определяется расходомером в газовой измерительной линии на выходе сепаратора и приводится к стандартным условиям, исходя из лабораторных данных о плотности и факторе сжимаемости газа;
  • СОИ автоматически выполняет вычисления, отчеты о замерах сохраняются в энергонезависимой памяти, текущие и архивные параметры передаются в систему телемеханики.
  • Гибкое решение комплектация СИДС варьируется в зависимости от задачи, условий эксплуатации и бюджета предусмотрены различные типы расходомеров, влагомеров, контроллеров, датчиков давления и температуры;
  • К сепаратору АГЗУ для цели применения СИДС предъявляются необходимые требования для слаженной работы СИДС в составе АГЗУ;
  • СИДС производит учет растворенного и окклюдированного газа, уносимого в измерительную линию жидкости согласно аттестованной методике измерений;
  • СИДС производит учет капельной жидкости согласно аттестованной методике измерений;
  • СИДС может эксплуатироваться в комплектации без поточного влагомера;
  • Межповерочный интервал 4 года, поверка выполняется проливным (с помощью эталона) или беспроливным способом.

СИДС предназначена для измерений дебита скважины и других параметров показателей дебита согласно ГОСТ Р 8 615 (для оперативного учета добытых углеводородов на нефтепромыслах) в составе автоматических групповых замерных установок (далее АГЗУ), имеющих в своем составе сепараторы.

Метрологические характеристики Значение
Расход нефтегазоводяной смеси, т/сут от 0,24 до *7000
Расход газа, приведенного к стандартным условиям, м3 сут, не более *5000000
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси ±2,5
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси
до 70 % (объемная доля воды)
от 70 до 95 % (объемная доля воды)
от 95 % (объемная доля воды)
±6
±15
не нормируется
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси ±5,0

*Диапазоны метрологических характеристик СИДС, приведенных в таблице, сужаются в зависимости от конструктивных особенностей, технических параметров и условий эксплуатации нефтегазового сепаратора и трубопроводной арматуры Однако, в любом случае, СИДС, нефтегазовый сепаратор и трубопроводной арматура в комплексе обеспечивают основные требования Заказчика, которые уточняются при заказе.

 

Основные технические характеристики Значение
Изменяемаясреда Нефтегазоводяная смесь
Рабочее давление, МПа, не более 16,0
Характеристика измеряемой среды:
-температура, в пределах, С
-содержание доли воды в скважинной жидкости, в пределах, %
-плотность скважинной жидкости, кг/ м3
от -5 до +150
от 0 до 100
от 600 до 1500
Газовый фактор, м3/т, не более 250 000
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования, размещаемого во взрывоопасной зоне технологического помещения взрывозащищенное
Исполнение электрооборудования, размещаемого во взрывобезопасной зоне общепромышленное

*Диапазоны технических характеристик СИДС, приведенных в таблице, корректируются в зависимости от конструктивных особенностей, материала изготовления и других технических параметров и условий эксплуатации Однако, в любом случае, СИДС, нефтегазовый сепаратор и трубопроводной арматура в комплексе обеспечивают основные требования Заказчика, которые уточняются при заказе.