§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти

На нефтяных промыслах для безрезервуарной сдачи нефти с про­мысла в трубопровод применяют выпускаемые комбинатом автома­тики ММГ Венгерской Народной Республики станции учета нефти (СУН) КОР-МАС. Эти системы (станции учета) предназначены для измерения массового расхода и объема протекающей по трубопро­воду газонефтяной смеси и чистой нефти, влагосодержания, солесодержания и плотности.

Станция учета состоит из технологической части, узла качества, электронного блока, блока передачи и сигнализации данных, блока цифропередачи и турбопоршневого устройства.

Технологическая часть содержит три измерительные ветви (ра­бочую, резервную, контрольную), в которых находятся задвижки, фильтры, датчики перепада давления (дроссельные устройства), струевыпрямители и турбинные расходомеры.

Измеряемый поток входит в измерительную установку по тру­бе 13 (рис. 19.5) и выходит по трубе 16. Турбинные расходомеры 4'—4"' (два рабочих и один контрольный) смонтированы в парал­лельные измерительные ветви. Измерители качественных парамет­ров (плотности 7, влагосодержания 9 и солесодержания 6) смонти­рованы в отводной части на выходной части трубопровода. Прокач­ка нефти через отводную часть осуществляется насосом 8.

Для обеспечения качественных 'измерений предусмотрены фильт­ры и струевыпрямители 3'—3′′′. Для контроля работы установки на входе и выходе установлены манометры 11 и 14 и термометры 12 и 15. Для поверки турбинных расходомеров в комплект СУН входит турбопоршневая установка 1, к которой с помощью задвижек 5' — 5"' можно подключить любой из расходомеров. Кроме того, показа­ния турбинных расходомеров могут быть проверены путем сравнения с показаниями образцового расходомера 23 типа Ультраквант, кото­рый подключается к измерительной линии соответствующими пере­ключателями.

Сигналы от измерительных турбин (от каждой в отдельности) поступают в операционное устройство 20, где имеются аналоговый и цифровой интеграторы. На входе интегратора получается сигнал, пропорциональный объему нефти, протекающей через два расходо­мера. Объем считывается с аналогового прибора. Выходные импуль­сы цифрового интегратора делятся цифровым делителем на кали­бровочный коэффициент К, в результате чего импульсы, выходящие из делителя, соответствуют объемным единицам нефти, протекаю­щей через расходомеры. Эти импульсы суммируются электрическим счетчиком.

Сигнал плотномера поступает на аналоговый прибор и далее в операционный блок. Сигналы измерителей влагосодержания через аналоговый интегратор также попадают в операционный блок. Их значения могут также считываться с аналоговых вторичных прибо­ров.

В операционном блоке электрические сигналы от турбинных рас­ходомеров из цифрового интегратора, пропорциональные объемному расходу нефти, и сигнал аналогового интегратора, пропорциональ­ный сумме объемного процента влаго- и солесодержания, а также выходной сигнал электронного блока плотномера автоматически пе­ресчитываются в показатели массы брутто и чистой нефти, проте­кающей по СУН.

Сигналы, соответствующие двум значениям расхода, попадают в цифровой делитель, где происходит деление на калибровочный ко­эффициент К. На выходе двух делителей получаются импульсы, со­ответствующие массе брутто или чистой нефти, выраженной в еди­ницах коммерческого учета. Их суммируют электромеханические счетчики, с которых считывается их значение.

Для отбора средней пробы жидкости из трубопровода, характери­зующей среду за определенный промежуток времени, необходимый для лабораторных исследований, на СУН предусмотрен автомати­ческий пробоотборник 10, который получает управление от блока 22.

Станция учета нефти (СУН КОР-МАС) имеет следующую техни­ческую характеристику: максимальный расход через одну измери­тельную ветвь 270; 550; 1100; 1900; 2700; 4000 м³/ч; рабочее давле­ние—1,6; 4; 6,4 МПа; рабочая температура 0—50°С; температура окружающей среды 5—50 °С; вязкость измеряемой среды (6—50) 10^-6 м²/с; плотность измеряемой среды (750—930) кг/м³; содержа­ние воды от 0 до 2%; содержание солей (0—50 и 0—500) мг/л.

Приведенная погрешность измерения массы нефти ±0,5% от предела измерения. Диаметр измерительного трубопровода 100; 150; 200; 300; 400 мм.