Применение массомера МасСН ХХ-ХХ
Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН ХХ-ХХ предназначен для непрерывного измерения количества и показателей состава сырой нефти и нефтяного газа.
Пределы основной допускаемой погрешности массомеров и других метрологических, технических требований согласно рекомендаций: ГОСТ Р 8.615-2009 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Основные метрологические и технические требования; МИ 2693-2001 Рекомендация ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.
Массомер изготавливается по техническим условиям ТУ 4318-003-59317821-2009.
Обозначение массомера по ТУ 4318-003-59317821-2009 имеет вид:
- МасСН — массомер сырой нефти и нефтяного газа
- XX — диаметр условного прохода трубопровода (Ду = 25....150 мм)
- XX — ном. давление (Ру = 2,5-6,3 МПа).
Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН-ХХ-ХХ является универсальным поточным многофункциональным прибором для измерения количества компонентов нефте-водо-газовой смеси, выкачиваемой из скважин и проходящей по трубопроводам различного диаметра. Массомер обладает достаточными показателями точности измерения, малыми габаритными размерами, высокой надежностью и долговечностью. Данный прибор позволяет в одном сечении потока производить с требуемой точностью измерения, определяя количество жидкости нефти, влажность, количество газа, солесодержания при любых их возможных изменениях.
Необходимость применения данного прибора в нефтедобыче обусловлена стандартами, принятыми в большинстве нефтедобывающих компаний Российской Федерации и в ближнем и дальнем зарубежье.
Основные конкурентные преимущества:
- Малые габаритные размеры;
- Высокая надежность и долговечность в связи с отсутствием всевозможных крутящихся и трущихся механических деталей в приборе;
- Низкая цена по сравнению с конкурентами.
Основные расчетные технические характеристики массомера МасСН ХХ-ХХ
|
№ п.п. |
Наименование |
Единица |
Данные |
|
1. |
Режим работы |
|
непрерыв. |
|
2. |
Условия эксплуатации |
|
|
|
2.1. |
температура окружающей среды |
°С |
от минус (50 ± 5) |
|
2.2. |
давление окружающей среды |
мм.рт.ст. |
от 680 до 770 |
|
2.3. |
относительная влажность |
% |
от 30 до 95 |
|
3. |
Требования для питающего напряжения первичных датчиков |
|
|
|
3.1. |
номинальное постоянное напряжение |
В |
24 ± 10 % |
|
3.2. |
потребляемый ток |
мА |
не более 50 |
|
4. |
Требования для питающего напряжения электронного блока вычислений |
|
|
|
4.1. |
напряжение однофазное |
В |
230+33-22 |
|
4.2. |
частота питающего напряжения |
Гц |
50 ± 1,0 |
|
4.3. |
потребляемый ток |
А |
не более 3,5 |
|
5. |
Требования для рабочего продукта, проходящего в трубопроводе |
|
|
|
5.1. |
давление в трубопроводе |
МПа |
не более 6,3 |
|
5.2. |
рабочий диапазон температуры |
°С |
от плюс (10 ± 5) |
|
5.3. |
плотность рабочего продукта скважин |
кг/м3 |
до 2700 |
|
5.4. |
вязкость кинематическая продукта |
мм/сек2 · (сСт) |
до 650 |
|
5.5. |
газосодержание продукта скважин |
% |
от 0 до 95 |
|
5.6. |
массовая доля воды (водосодержание) |
% |
до 100 |
|
5.7. |
массовая доля мех. примесей |
% |
до 0,15 |
|
5.8. |
массовая доля парафина |
% |
до 7 |
|
5.9. |
массовая доля смол |
% |
до 7 |
|
5.10. |
массовая доля серы |
% |
до 3,5 |
|
5.11. |
концентрация хлористых солей |
% |
до 30 |
|
5.12. |
содержание сероводорода и этилметилмеркаптанов |
% |
до 0,1 |
|
6. |
Диапазон массовых расходов |
т/час |
0,3-600 |
|
7. |
Диапазон объемных расходов |
м3/час |
0,5-800 |
|
8. |
Диапазон расходов нефтяного газа |
нм3/час |
1,0-16000 |
|
9. |
Относительная погрешность измерения |
|
|
|
9.1. |
массы сырой нефти |
% |
± 1,0 |
|
9.2. |
объема сырой нефти |
% |
± 1,0 |
|
9.3. |
массы брутто нефти: |
% |
± 1,0 |
|
9.4. |
массы нетто нефти: |
% |
± 1,0 |
|
9.5. |
массовой доли воды, до 10 % |
% |
± 1,0 |
|
9.6. |
объема нефтяного газа |
% |
± 5,0 |
|
10. |
Массовая доля солей |
% |
не норм. |
