КТС-ИУ используется для измерения продукции скважин при условии ее предварительной сепарации с целью разделения газожидкостной смеси водонефтяную и газовую (нефтяной газ) составляющую.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами.

Измерение количества выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами или объемными расходомерами-счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы или объема газа в рабочих условиях, плотности нефтяного газа в стандартных условиях, определяемой на основании молярного состава газа, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.

В зависимости от диапазона измеряемых расходов сырой нефти и сводного нефтяного газа КТС-ИУ имеют четыре типоразмера - КТС-ИУ-120, КТС-ИУ-400, КТС-ИУ-700, КТС-ИУ-1500.

Конструктивно КТС-ИУ представляет собой измерительную установку, которая состоит из внесенных в Государственный реестр средств измерений массы жидкости и газа, плотности, температуры и объемного содержания нефти в водонефтяной смеси; набора регулирующей и запорной арматуры, необходимой для автоматизации процесса измерений, а так же блока управления и обработки информации.

КТС-ИУ обеспечивает выполнение прямых измерений:

• - массы, плотности и температуры сырой нефти (водонефтяной смеси);

• - массы нефтяного газа;

• - объемной доли нефти в водонефтяной смеси;

• - времени исследования скважины и времени работы ее за отчетный период;

а так же косвенных измерений:

• - объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;

• - массы нефти в водонефтяной смеси и расходов скважины по нефти и газу.

Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

• - счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);

• - расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

• - счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09).

Лист № 2 Всего листов 5 Для измерения количества нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

• - счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);

• - расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

• - счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09);

• - датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).

Для измерения объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти используются влагомер сырой нефти ВОЕСН (Госреестр № 32180-11);

В состав системы обработки информации входят: комплекс измерительновычислительный на базе модулей «ЭЛЕМЕР-EL-4000» (Госреестр № 43466-09), вторичная аппаратура средств измерений и программируемый логический контроллер Unitronics V570.

Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной скважины:

• - измерения массового расхода, массы плотности и температуры сепарированной сырой нефти;

• - измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

• - измерения объемной доли воды в сырой нефти;

• - индикацию, архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский

пункт нефтяного промысла.

Общий вид КТС-ИУ приведен на рисунке 1.

Рисунок 1. Общий вид КТС-ИУ

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

• - давление, МПа

о

• - температура, С

• - кинематическая вязкость жидкости, м²/с

• - плотность водонефтяной смеси, кг/м³

• - плотность пластовой воды, кг/м³

• - плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м³

• - объемная доля воды в сырой нефти, %

• - объемная доля свободного газа в водонефтяной смеси, %, не более Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)

  Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м³/ч (м³/сут)                  от 2 до 18750

  (от 50 до 450000).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % От 0 до 70 %

Св.70 до 95 %

Св. 95 до 98 %

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %:

объемной доли нефти, %:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

Условия эксплуатации:

-температура окружающей среды, °C

первичные преобразователи

остальная аппаратура

-относительная влажность воздуха, %, не более:

первичные преобразователи при температуре плюс 35°С остальная аппаратура при температуре плюс 30°С Параметры питания электрических цепей

- ток

- напряжение, В

- частота, Гц

Потребляемая мощность,

Г абаритные размеры (длина ^х ширина ^х высота), мм, не более

Срок службы, не менее