Представительство в Москве
+7 (800) 200 62 67
+7 (85594) 3 90 10
+7 (495) 181 60 27
Основной принцип работы ООО «Тех сервис» заключается в постоянном расширении спектра и повышении качества предоставляемых услуг и  оборудования в соответствии с интегрированной системой менеджмента (ИСМ) качества
Счетчики количества жидкости сырой нефти

Счетчики количества жидкости сырой нефти

Сертификация:
  • ГОСТ1
  • ГОСТ2
Область применения
  • Взрывопопасные зоны помещений и наружных установок
  • Нефтедобывающая и химическая промышленность
Запросить стоимость

Счетчики количества жидкости – сырой нефти СКЖ-СН -  это технические устройства камерного типа с опрокидывающими призматическими ковшами и грузовыми уравновешивателями, для опрокидывания массовой порции жидкости-сырой нефти, относятся к области измерительной техники и может быть использовано для измерений массового расхода сырой нефти и ее компонентов (нефти, пластовой воды).

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.

СКЖ-СН конструктивно состоит из следующих блоков:

  • входной коллектор;
  • выходной коллектор;
  • камера измерительная;
  • блок измерительный (БИ);
  • блок вычислительный (БВ).

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 так же значений плотностей обезвоженной дегазированной нефти, пластовой воды и осушенного попутного нефтяного газа, определенных в химико – аналитической лаборатории (ХАЛ), предварительно внесенных в память БВ в качестве условно постоянных величин, БВ автоматически производит вычисления.

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. 

Для ввода рабочей жидкости и ее вывода предназначен коллектор и регулируемое входное устройство (сопло). 

Газожидкостная смесь подается во входной коллектор, затем через сопло в измерительную камеру, для заполнения одного ковша измерительной камеры до величины (в единицах массы), приводящей к изменению условия устойчивого равновесия, обусловленного положением центра масс ковшов в измерительной камере, 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 магнитных датчиков, закрепленных в измерительной камере.

При использовании вычислителя показания массы жидкости и расхода отображаются на индикаторе, а также фиксируются и хранятся в течение определенного времени в архиве. Кроме того, возможна передача нормируемого импульса в систему телеметрии:

  • плотности сырой нефти и ее компонентов в рабочих условиях;
  • объема и объемного расхода сырой нефти в рабочих условиях;
  • массы и массового расхода сырой нефти в рабочих условиях;
  • массы и массового расхода сырой нефти без учета воды в рабочих условиях;
  • объема и объемного расхода сырой нефти без учета воды в рабочих условиях;
  • объема и объемного расхода свободного газа в сырой нефти в рабочих условиях;
  • приведение вычисленных значений объема и объемного расхода сырой нефти,
  • сырой нефти без учета воды и свободного газа к стандартным условиям.

При введении в БВ данных по содержанию механических примесей и хлористых солей в сырой нефти, по результатам исследований пробы сырой нефти в ХАЛ, СКЖ-СН имеет возможность производить вычисления массы нетто нефти, а также корректировки массы нетто сырой нефти с учетом оценки количества растворенного в ней газа.

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;
  • МИ 2693-2001 Рекомендация ГСИ Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

 Основные функции выполняемые СКЖ-СН.

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.


Таблица 1

№ п.п. 

Наименование

Единица измерения

Данные

1.

Режим работы

 

непрерывный

2.

 Условия эксплуатации

2.1.

температура окружающей среды

ОС

от минус 35 до плюс 55

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 не более,

А

3,5

5.

Требования для рабочего продукта, проходящего в трубопроводе

5.1.

давление в трубопроводе, не более

МПа

6,3

5.2.

рабочий диапазон температуры

ОС

от плюс 5 до плюс 70

5.3.

плотность рабочего продукта скважин

кг/м3

от 700 до 1270

5.4.

вязкость кинематическая продукта

мм /сек2.(сСт)

от 5 до 150

5.6.

объемная (массовая) доля воды

%

от 0 до 100

5.7.

массовая доля механических примесей, не более

%

0,15

5.8.

массовая доля парафина, не более

%

7

5.9.

массовая доля смол, не более

%

7

5.10

массовая доля серы, не более

%

3,5

5.11

концентрация хлористых солей, не более

%

30

5.12

содержание сероводорода и этил-метил-меркаптанов, не более

%

0,1

6.

Средний срок службы СКЖ-СН, не менее              

лет

8

Таблица 2

Наименование

Единица измерения

Значение

Рабочий диапазон массового расхода сырой нефти

т/ч

0,1 -50,0

Рабочий диапазон объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям

м3

0,5 -6000

Относительная погрешность при измерениях:

массы и среднего массового расхода сырой нефти

%

±2,0

объема и среднего объемного расхода сырой нефти

%

±1,5

массы и среднего массового расхода сырой нефти без учета воды, при содержании воды в сырой нефти, %:

до 70%

от 70% до 95%

%

±5,0

±10,0

Представление результатов измерений – в цифровом виде с ценой деления 0,001.