Принцип действия систем основан на автоматических измерениях количественных (массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы свободного нефтяного газа) и качественных (температура, давление сырой нефти и свободного нефтяного газа, а также содержание воды в сырой нефти) параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.

Система состоит из одного или нескольких блоков технологических (БТ) и блока автоматики (БА).

БТ предназначен для размещения и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (СИ). БТ включает в себя:

• - одну или несколько измерительных линий (ИЛ) сырой нефти, в которых производятся измерения:

массового расхода и массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми СКАТ (Госреестр № 60937-15), или счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-16), или расходомерами массовыми Promass (Госреестр № 15201-11), или расходомерами массовыми Promass 100 и 200 (Госреестр № 57484-14), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCS, RCCT (Госреестр № 27054-14);

содержания воды - влагомером поточным ВСН-АТ (Госреестр № 62863-15) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

температуры и давления сырой нефти.

• - Одну ИЛ свободного нефтяного газа, в которой производятся измерения:

массового расхода и массы свободного нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками-расходомерами массовыми СКАТ (Госреестр № 60937-15), или счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-16), или расходомерами массовыми Promass (Госреестр №  15201-11), или

расходомерами массовыми Promass 100 и 200 (Госреестр № 57484-14), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCS, RCCT (Госреестр № 27054-14);

температуры и давления сырой нефти.

- Технологическое оборудование:

сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа (свободный нефтяной газ) от жидкости (водонефтяной смеси с остаточным содержанием растворенного нефтяного газа);

устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ);

трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;

система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС.

В системах с несколькими БТ один из блоков может включать в себя только технологическое оборудование, необходимое для работы системы. При этом для измерений используются измерительные линии, расположенные в другом БТ.

БА предназначен для размещения и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:

- контроллера измерительного R-AT-MM (Госреестр № 61017-15) или контроллера измерительного АТ-8000 (Госреестр № 61018-15), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;

- шкафа силового для питания измерительных компонентов системы, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;

- вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);

- клеммных колодок.

Блоки могут быть установлены на колесную базу для их транспортировки по дорогам общего пользования.

При использовании системы в качестве системы измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) измеряемая среда поступает непосредственно в ИЛ сырой нефти в обход сепаратора, где происходит измерение массового расхода, массы, температуры, давления сырой нефти и содержания воды в ней. Выходные сигналы от СИ, входящих в состав ИЛ сырой нефти, передаются на соответствующие входы контроллера измерительного, который измеряет и/или преобразует их, далее вычисляет массу нетто сырой нефти в соответствии с заданным алгоритмом (заложенным в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.

При использовании системы в качестве измерительной установки для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (далее - ИУ) измеряемая среда предварительно разделяется ЕС на жидкую (нефть сырая без остаточного содержания растворенного нефтяного газа, далее - жидкость) и газовую (свободный нефтяной газ) фазы. Система обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. После сепарирования жидкая фаза измеряемой среды попадает в ИЛ сырой нефти, а газовая фаза измеряемой среды - в ИЛ свободного нефтяного газа. При этом СИ, входящие в состав каждой ИЛ, производят измерения количественных и качественных параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер измерительный, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.

Система обеспечивает:

- прямые измерения давления, температуры, массового расхода и массы сырой нефти;

- прямые измерения давления, температуры массового расхода и массы свободного нефтяного газа;

- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти, в зависимости от применяемого влагомера;

- косвенные измерения (вычисление) массы нетто сырой нефти (режим - СИКНС);

- косвенные измерения (вычисления) объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям (режим - ИУ);

- косвенные измерения (вычисление) массы сырой нефти без учета воды (режим - ИУ).

Измерительный контроллер размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ.

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя).

Обозначение системы при заказе:

МБИС «Крон» - 40   - 8 - 400 - 6000

1                    2          3         4            5

• 1 - наименование;

• 2 - максимальное рабочее избыточное давление, кгс/см²

• 3 - количество входов для подключения к скважинам

• 4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут

• 5 - максимальный массовый расход нефти в режиме СИКНС, т/сут

  

Рисунок 1 - БТ (внутренний вид)

Рисунок 2 - БТ (внешний вид)

• 1 Система измерительная блочно-модульная «Крон»                                   1 шт.

• 2 Эксплуатационная документация                                                1 компл.

• 3 Методика поверки МЦКЛ.0190.МП                                             1 экз.

• 4 Комплект ЗИП                                                              1 компл.

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут                    от 4 до 6 000

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, м³/сут от 5 до 1 000 000 (приведенного к стандартным условиям)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений в режиме работы системы в качестве ИУ для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, %

• - массового расхода и массы сырой нефти

• - массы сырой нефти без учета воды

при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

до 70 %

от 70 % до 95 %

свыше 95 %                                        по методике (методу) измерений

• - объемного расхода и объема свободного нефтяного газа

(приведенного к стандартным условиям)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) массы нетто сырой нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти в режиме работы системы в качестве СИКНС приведены в таблице 2.

Таблица 2

Количество входов для подключения скважин                                  от 1 до 14

Измеряемая среда                      продукция нефтяных и газоконденсатных скважин

Рабочие условия измерений (измеряемая среда):