УСТАНОВКА ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ
«ОЗНА-МИКРОН»

(Патент РФ № 2125651)

  Установки "ОЗНА МИКРОН" изготавливаются как в стационарном, так и в транспортабельном вариантах.
К стационарной установке может быть подключено от 1 до 14 скважин. Замер продукции происходит с помощью ПСМ (переключателя скважинного многоходового).
  Установка соответствует требованиям предварительного стандарта "Положение в системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа".

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

 ОСОБЕННОСТИ УСТАНОВКИ

1.Высокая точность измерения.
2.Широкий диапазон измерения.
3.Способность измерять расход (дебит) ГЖС в рабочих условиях системы сбора продукции нефтедобывающих скважин.
4.Высокая повторяемость показаний: для получения измерительной информации с заданной погрешностью достаточно произвести один цикл измерения.
5.Адаптивность к условиям объекта обслуживания: автоматический выбор полдиапазона измерения в зависимости от фактического дебита конкретной скважины.
6.Некритичность к повышенной вязкости жидкости.
7.Наличие возможности контроля качества сепарации жидкости: установка оборудована арматурным узлом для подключения УОСГ.
8.Некритичность к пониженному содержанию свободного газа в рабочей среде: установка может производить измерение дебита жидкости при полном отсутствии газа.
9.Независимость погрешности измерения от возможных отложений парафино-смолистых соединений на стенках мерной части сепаратора.
10. Простота и надежность конструкции

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА

Установка работает следующим образом:

ГЖС поступает в сепаратор (1) и, пройдя двойной циклон, разделяется на жидкость и газ. Отсепарированная жидкость накапливается в нижней части сепарационной ёмкости, а газ, пройдя сквозь каплеотбойники циклонной гильзы, через трубопровод и открытый кран (10) поступает в коллектор.
При достижении уровня жидкости в ёмкости переливной воронки газоотводящего трубопровода, котроллер станции управления, размещённой в аппаратурном блоке, измеряет плотность жидкости по показаниям нижнего преобразователя гидростатического давления и закрывает кран (10). Если предполагается работа на скважинах с пониженным газосодержанием или на пункте приёма-сдачи сырой нефти, то установка комплектуется двумя преобразователями гидростатического давления (8). В этом случае плотность измеряется по показаниям обоих датчиков.
Газ, продолжающий поступать в сепаратор, создает перепад давления, под действием которого поршневой разделитель (5) трубопоршневого блока (2) начинает перемещаться по калиброванному участку трубы (3) между детекторами (4), уровень жидкости в ёмкости начинает снижаться.
После стабилизации процесса слива и достижения уровня жидкости некоторого значения (У2) контроллер регистрирует значение токового сигнала нижнего преобразователя гидростатического давления (8) и начинает процесс измерения расхода ГЖС по средней скорости движения поршневого разделителя (5).
При достижении уровня жидкости некоторого значения (У3) контроллер регистрирует значение токового сигнала, прекращает измерение расхода ГЖС и открывает кран (10). При этом уровень жидкости начинает повышаться и контроллер начинает процесс измерения расхода жидкости по скорости заполнения откалиброванной части ёмкости между У3 и У2, используя зарегистрированные ранее значения токового сигнала в качестве установок. На этом первый цикл измерения заканчивается, второй и последующие циклы производятся описанным выше способом.
Расход газа рассчитывается как разность значений расхода ГЖС и жидкости. Расход воды рассчитывается как произведение значений расхода жидкости и влагосодержания. Влагосодержание измеряется влагомером, если им укомплектована конкретная установка, или рассчитывается по значению плотности жидкости, измеряемой в каждом цикле и значениям плотности воды и нефти, определённым лабораторным способом и введённым в память контроллера. Расход нефти рассчитывается как разность значений расхода жидкости и воды.