Принцип действия систем основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью массовых счетчиков-расходомеров.

При использовании системы в качестве системы измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) рабочая среда поступает непосредственно в измерительную линию сырой нефти в обход сепаратора. Выходные сигналы измерительных преобразователей передаются на соответствующие выходы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто 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), рабочая среда предварительно разделяется сепаратором, входящим в состав системы, на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы. Система обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора (далее - ЕС) жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения 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 массового расхода и массы сырой нефти;

• - косвенные измерения объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;

• - прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;

• - косвенные измерения массового расхода и массы нефти.

В состав системы входят один или несколько блоков технологических (БТ) и блок автоматики (БА). Блоки могут быть установлены на колесную базу для их транспортировки по дорогам общего пользования.

БТ включает в себя:

• - одну или несколько измерительных линий сырой нефти;

• - измерительную линию нефтяного газа;

• - технологическое оборудование: ЕС, устройство распределительное (при наличии), систему регулирования уровня жидкости в ЕС, и трубопроводную обвязку.

В установках 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 ТБ.

Измерительные линии сырой нефти, в которых производятся измерения:

- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-07), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

• - содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);

• - температуры и давления сырой нефти.

Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся измерения:

• - массового расхода и массы нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации -счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion модификации F, CMF (номер в Госрее-стре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-07), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

• - температуры и давления нефтяного газа.

В БА размещают контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), вторичные измерительные преобразователи СИ (при наличии), клеммные колодки и силовой шкаф для питания контроллера, СИ, систем отопления, освещения, вентиляции и сигнализации.

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). Схемы пломбировки СИ в составе системы соответствуют МИ 3002-2006.

Обозначение системы при заказе:

• 1 - наименование;

• 2 - максимальное рабочее 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.

Общий вид системы и общий вид блока показан на фотографиях 1 - 2.

Фото 1 - Общий вид системы

Фото 2 - Общий вид блока

• 1 Система измерительная «Крон» ............................................................................1 шт.

• 2 ЗИП ........................................................................................................................1 компл.

• 3 Эксплуатационная документация.......................................................................1 компл.

• 4 Методика поверки МЦКЛ.0034.МП.....................................................................1 экз.

Массовый расход жидкости, т/сут.                                 от 4 до 6000

Объемный расход газа в нормальных условиях, м³/сут.            от 5 до 1000000

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти в режиме работы системы в качестве СИКНС указаны в таблице 2.

Таблица 2

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

- массового расхода сырой нефти

- массового расхода и массы сырой нефти без учёта воды при содержании воды в сырой нефти (в объёмных долях):

- до 70 %

- св. 70 % до 95 %

- св. 95 % до 98%                 в соответствии с методикой измерений

- объёма и объёмного расхода свободного нефтяного газа

Количество входов для подключения скважин                        от 1 до 14

Рабочая среда - нефть сырая или продукция скважин с параметрами:

• - избыточное рабочее давление, МПа                               от 0,2 до 16,0

• - температура, ^оС                                               от 0 до плюс 100

• - кинематическая вязкость жидкости в рабочих условиях, сСт, не более

• - кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 ^оС , сСт, не более

• - плотность жидкости, кг/м³                                       от 680 до 1200

Обводнённость сырой нефти, %, не более

Условия эксплуатации:

- диапазон относительной влажности окружающей среды, %            от 30 до 90

- диапазон температур окружающего воздуха, °C

от минус 45 до плюс 60