Счетчики количества жидкости СКЖ-СН

Описание

СКЖ-СН предназначены для измерения массы сырой нефти в составе водогазонефтяной смеси, поступающей из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти.

Возможно использование счетчиков для измерения массы растворов различных веществ, в том числе пульп с мелкодисперсными частицами.

Требования к точности и достоверности результатов измерений и учета добытых полезных ископаемых изложены в основополагающих нормативно-правовых документах, дающие право внедрения счетчиков количества жидкости-сырой нефти «СКЖ-СН»:

— Закон «О недрах»;

— Закон «Об обеспечении единства измерений»;

— Закон «Об энергосбережении»;

— Правила учета нефти, постановление

Правительства РФ от 16 мая 2014г. № 451;

— ГОСТ Р 8.637-2013, ГСП «Государственная поверочная схема для СИ массового расхода многофазных потоков»

— ГОСТ Р 8.615-2005, ГСИ «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;

— Технический регламент таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов переработки».

СКЖ-СН выполняет следующие функции:

— измерение давления в трубопроводе;

— измерение температуры измеряемой среды;

— вычисление массового расхода сырой нефти;

— вычисление массы сырой нефти;

— вычисление массы сырой нефти без учета воды;

— вычисление % содержания воды в сырой нефти; извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;

— Технический регламент таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов переработки».

СКЖ-СН выполняет следующие функции:

• измерение давления в трубопроводе;
• измерение температуры измеряемой среды;
• вычисление массового расхода сырой нефти;
• вычисление массы сырой нефти;
• вычисление массы сырой нефти без учета воды;
• вычисление % содержания воды в сырой нефти;
• индикацию плотности водогазонефтяной смеси;
• накопление и хранение интегральных значений, измеренных и вычисленных пара­метров;
• индикацию измеряемых, вычисляемых, программируемых параметров на жидкок­ристаллическом индикаторе блока вычислений;
• хранение ранее записанных данных при отключении сетевого питания;
• передача измеряемых и расчётных параметров на АРМ — оператора.

При введении в БВ данных по содержанию механических примесей и хлористых солей в сырой нефти, согласно результатов исследований пробы сырой нефти аттестованной в установленном порядке лабораторией, СКЖ-СН имеет возможность производить вычисления массы нетто нефти.

СКЖ-СН конструктивно состоит из сле­дующих блоков:

• входной коллектор;
• выходной коллектор;
• камера измерительная;
• блок измерительный ковшовый (БИК);
• датчик(и) импульсов.

Принцип действия счетчика основан на поочередном заполнении сырой нефтью одного из двух призматических ковшей, находящихся в измерительной камере с грузовым уравновешиванием и последующим их опрокидыванием в момент достижения в них определенной массы жидкости. Частота заполнений и последующих сливов измерительных камер определяет массовый расход протекающей жидкости.

Газожидкостная смесь подается во входной коллектор, затем через сопло-сепаратор в измерительную камеру. Сопло-сепаратор служит для частичной сепарации (дегазации) газожидкостной смеси, что во взаимодействии с газовой линией позволяет обеспечивать низкую погрешность счетчика как при низком значении газового фактора, так и при высоком. СКЖ-СН оборудован отбойником, который предотвращает прямое воздействие потока ГЖС на призматическую чашу, чем исключает возможность ложного срабатывания при высокой скорости потока. В измерительной камере происходит заполнения одного ковша измерительной камеры до величины (в единицах массы), приводящей к изменению условия устойчивого равновесия, обусловленного положением центра масс ковшов в измерительной камере, что приводит к повороту ковшов измерительной камеры и сливу жидкости из ковша в корпус камеры. Затем этот процесс повторяется на втором ковше камеры. Одновременно в выходной коллектор вытесняется жидкость, находящаяся в нижней части корпуса камеры. При заполнении измерительной камеры часть газа из газожидкостной смеси выделяется за счет эффекта гравитационной сепарации. Избыток газа также вытесняется в выходной коллектор. Необходимым условием работы в закрытой системе сбора (под избыточным давлением), является наличие газа в корпусе преобразователя, в нашем случае он выделяется из состава газожидкостной смеси в процессе работы счетчика. Преобразование числа поворотов (опрокидываний) измерительной камеры в электрические импульсы осуществляется посредством воздействия импульсных датчиков, закрепленных в измерительной камере. Применение двух датчиков обусловлено более совершенным алгоритмом вычисления массового расхода сырой нефти и её количества

Блок вычислений (БВ) – это вторичный прибор, который может располагается как на блоке измерительном ковшовом, так и в шкафу управления. В шкаф управления также размещается контроллер для вычислений, индикатор (дисплей), аналого-цифровой преобразователь. По мере прохождения продукции скважины через СКЖ-СН, по заданному алгоритму управления измерениями производятся прямые измерения первичными датчиками (преобразователями) физических величин:

• температуры жидкостного потока с помощью преобразователей температуры;
• давлений жидкостного потока с помощью преобразователей давления;
• диэлектрической проницаемости измеряемой среды при помощи емкостного датчика собственной конструкции;
• интервала времени измерений с помощью таймера БВ.

На базе результатов прямых измерений, а также значений плотностей обезвоженной дегазированной нефти, пластовой воды и осушенного попутного нефтяного газа, определенных в химико – аналитической лаборатории (далее – ХАЛ), предварительно внесенных в память БВ в качестве условно постоянных величин, БВ автоматически производит вычисления.

Датчик влагомера устанавливается опционально и позволяет производить вычисления % доли воды и % содержания нефтяного газа в сырой нефти, методом измерения диэлектрической проницаемости среды (ГЖС).

Применение датчиков давления и температуры позволило производить:

• вычисление текущей плотности сырой нефти;
• вычисление объема сырой нефти;
• вычисление массы нефти;
• вычисление массы воды;
• вычисление объема нефти;
• вычисление объема воды, что позволяет в СКЖ-СН выполнить требования Правил учета нефти и постановление Правительства РФ от 16 мая 2014г. № 451.

В конструкции СКЖ-СН предусмотрен стационарный механизм ручного отбора пробы, в котором реализован трубно-гравитационный эжекторный метод сепарации жидкости, определяющий достоверность пробы

Кроме того, предусмотрена возможность установки механизма автоматического отбора пробы.

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	нефть сырая
Диапазон массового расхода сырой нефти, т/сут	от 1·10-3 до 420
Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти, %	±1,9
в том числе:
БИК, %	±1,8
Датчик(и)импульсов, %	±0,1

СКЖ-СН имеет всю разрешительную документацию: свидетельство об утверждении типа средств измерений, сертификаты и декларации соответствия требованиям Таможенного союза, ЭЗ промышленной безопасности и ВНИИР.

Наименование характеристики	Значение
Рабочий диапазон избыточного давления в трубопроводе, МПа	от 0,01 до 6,3
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С	от 0 до 120
Кинематическая вязкость сырой нефти при условиях измерений, сСт	от 150 до 1000
Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3	от 500 до 1500
Газосодержание измеряемой среды (объемная доля), %, не менее	2
Содержание воды в сырой нефти, %	от 0 до 100
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,15
Параметры электрического питания:
— напряжение переменного тока, В — частота, Гц — потребляемый ток, А, не более	50±1 5,0
Условия эксплуатации:
— температура окружающей среды, °С — атмосферное давление, кПа — относительная влажность окружающей среды, %, не более	от -50 до +50 от 84 до 106,7 95

Метрологические и технические характеристики СКЖ-СН и характеристики измеряемой среды согласно     требованиям      и     рекомендациям:

ГОСТ Р 8.615- ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Основные метрологические и технические требования;

ГОСТ Р 8.637-2013, ГСП «Государственная поверочная схема для СИ массового рас­хода многофазных потоков»