Установка измерительная КТС-ИУ

Установка измерительная КТС-ИУ применяется для модернизации автоматизированных замерных установок АГЗУ различных типов и с целью обеспечения требований ГОСТ Р 8.615-2005.

КТС-ИУ обеспечивает выполнение:
прямых измерений:

• массы, плотности и температуры сырой нефти (водонефтяной смеси);
• массы нефтяного газа;
• объемного содержания воды в водонефтяной смеси;
• объемного содержания нефти в водонефтяной смеси;
• времени исследования скважины и времени ее работы за отчетный период;

косвенных измерений:

• объема нефтяного газа;
• массы сырой нефти без учета воды и расходов скважины по нефти и газу.

 Состав КТС-ИУ:
· счетчики жидкости (МАСК или другие с характеристиками не хуже, чем у указанного);
· влагомер сырой нефти ВОЕСН (или другие с характеристиками не хуже, чем у указанного);
· датчик температуры;
· датчик перепада давления (опция);
· датчики избыточного давления;
· датчик гидростатического давления или датчика уровня трехпредельный;
· запорная регулирующая арматура;
· шкаф контроля и управления.

Электрооборудование КТС-ИУ имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь», маркировка по взрывозащите 1ExibII BT3/ВТ4(C Т1…Т6) и
«взрывонепроницаемая оболочка», маркировка по взрывозащите 1ExdIIBT3(CT4…CT6).

 Параметры рабочей среды:
температура, °С.............................................................................................. +5 …+85
объемное содержание воды в нефти, % ............................................................. 0 … 98
плотность водонефтяной смеси, кг/м3 ............................................................... 800 … 1100
плотность воды, кг/м3 ..................................................................................... 1000 … 1100
плотность нефтяного газа, кг/м3 ....................................................................... 0,7 … 1,2
объемная доля свободного газа в нефти после сепаратора, %, не более ................ 2

 Параметры окружающей среды:

• температура:

первичных преобразователей, °С ...................................................................... -50 … +50
остальной аппаратуры, °С ................................................................................ +5 … +50

• верхнее значение относительной влажности:

первичных преобразователей при температуре плюс 35°С, % ................................ 95
остальной аппаратуры при температуре плюс 30°С, % .......................................... 80

 Технические характеристики
Рабочее избыточное давление, ........................................................................... 0,5 … 4,0
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерений:
   массы сырой нефти (водонефтяной смеси) и ее расхода, % ................................ ± 2,5
   массы нефти и ее расхода при объемной доле нефти в смеси:
      от 100 до 30% объемных, % ......................................................................... ± 6,0
      от 30 до 5% объемных, % ............................................................................ ± 15,0
      от 5 до 2% объемных, % .............................................................................. ± 30,0
   объема нефтяного газа и расхода скважин по газу, % ....................................... ± 5,0
Напряжение питания, В ..................................................................................... 220
Частота питания, Гц ......................................................................................... 50
Потребляемая мощность, Вт ............................................................................... 50
Масса, кг, не более .......................................................................................... 110
Среднее время безотказной работы, ч, не более .................................................. 35000
Средний срок службы, лет ................................................................................ 10