Т»' •С /

V .х⁴ Ф

ководитель ГЦИ СИ-

НМЦ ВНИИР

В.П. Иванов

2008 г.

Выпускаются ООО «Бугульминский опытный завод нефтеавтоматики» (ООО «БОЗНА») (г. Бугульма) по техническим условиям ТУ 39-00137093-023-98.

Установки массоизмерительные транспортабельные «АСМА-Т-03-400-300» (далее -установка) предназначены для измерений массы сырой нефти (водонефтяной смеси), объемной доли воды в сырой нефти и объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

Климатическое исполнение установки УХЛ1 по ГОСТ 15150, но для работы при температуре окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 50 °C и относительной влажности 80 % при температуре 15 °C.

Класс помещений установки по ГОСТ Р 51330.9:

• - технологического отсека - взрывоопасная зона класса 1;

• - аппаратурного отсека - взрывобезопасная зона.

Класс помещений установки по ПУЭ:

• - технологического отсека - В-1а;

• - аппаратурного отсека - П-Па.

Область применения установки - нефтедобывающая промышленность.

Принцип работы установки «АСМА-Т-03-400-300» основан на предварительной сепарации нефтеводогазовой смеси, добытой из скважин, на жидкостную (водонефтяную смесь) и газовую (попутный нефтяной газ) фазу и измерении:

• - массы сырой нефти;

• - объемной доли воды в сырой нефти;

• - объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

Порядок работы установки следующий:

Нефтеводогазовая смесь от скважины поступает на вход трубного сепаратора, где происходит предварительное отделение попутного нефтяного газа из нефтеводогазовой смеси и капельной жидкости на участке до измерительной емкости.

В измерительной емкости происходит дополнительная сепарация оставшегося в жидкости газа и накопление жидкости от заданного значения минимальной массы до заданного значения максимальной массы.

Масса измерительной емкости вместе с жидкостью через подвеску создает нагрузку на тензометрический датчик силы, которая преобразуется в унифицированный токовый сигнал. Токовый сигнал в контроллере затем преобразуется в единицы массы.

Для индикации значений измеренной массы жидкости служит переносной пульт оператора, который позволяет считывать информацию о состоянии измерительной линии установки и расшифровать причины аварийных отключений, читать значения контролируемых параметров, вводить новые и читать ранее введенные уставки и выдавать результаты измерений через принтер в виде протоколов.

Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнерах, которые в зависимости от исполнения монтируются на шасси автомобилей УРАЛ-4320-1911 или УРАЛ-4320-1912 с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм.

В состав установки входят следующие средства измерений (номер по Госреестру):

• - счетчик газа вихревой СВГ (№ 13489-07);

• - влагомер сырой нефти ВСН-2 (№24604-07);

• - датчик тензометрический (№ 36963-08);

• -  станция управления «Каскад-09М» на базе преобразователя измерительного контроллеров программируемых 1-8431 (№ 20993-06).

Характеристика сигналов:

Представление результатов измерений в цифровом виде с кратностью ±1 младшего разряда на индикаторе и с распечаткой соответствующих протоколов на принтере;

Значение единицы младшего разряда на цифровом индикаторе должно быть не более 0,1 кг и при этом минимальная измеряемая масса должна составлять не менее 25 кг.

• 1. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300» в составе согласно руководству по эксплуатации.

• 2. Комплект эксплуатационных документов.

• 3. Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Диапазон измерений:

массового расхода сырой нефти (водонефтяная смесь):

нижний предел измерений т/сут .      .      .      .      .      0,1

верхний предел измерений, т/сут .....   400;

объемного расхода попутного нефтяного газа, м³/сут, приведенный к нормальным условиям                                                      до 300000

(в зависимости от типа и количества приборов, применяемых в конкретной установке); Пределы допускаемой относительной погрешности:

• - измерения массы жидкости, %, не более

• - определения дебита по массе сырой нефти, %, не более

• - измерения объема попутного нефтяного газ, приведенного к нормальным условиям, %

.           .           .          .

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в сырой нефти при содержании воды в нефти 0-70%

при содержании воды 70-85%

Параметры измеряемой среду (нефтеводогазовой смеси):

рабочее давление, МПа ...... до 4,0

температура, °C ...... от минус 10 до плюс 50

вязкость, сСт .        .       .

содержание воды, % объемные

содержание парафина, % массовые содержание серы, % массовые

содержание примесей, % массовые. скорость коррозии, мм/год .

Количество подключаемых скважин

Питание электрических цепей:

род тока .        .        .

напряжение, В       .       .

частота, Гц .        .        .

Установленная мощность, кВ-А, не более . Габаритные размеры и масса установки:

длина, мм, не более ширина, мм, не более высота, мм, не более масса, кг, не более