Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.

кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется величина массы нефти без учета воды.

размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

В блоке технологическом размещены: распределительное устройство, сепаратор, расходомер жидкостной, расходомер газовый, первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовым выходом от 4 до 20 мА, трубопроводная обвязка.

Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.

Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.

Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.

Для измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

• - счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

• - расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (регистрационный № 50998-12);

• - расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

• - счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

• - расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

• - счетчики газа вихревые СВГ (регистрационный № 13489-13); Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются:

• - измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11).

В блоке контроля и управления размещены:

• - устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки,

  хранения и передачи информации;

Лист № 2 Всего листов 5

- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке;

- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (регистрационный № 15772-11);

- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы «Schneider Electric SA», Франция (регистрационный № 50107-12);

- контроллеры программируемые DL205 (регистрационный № 17444-11).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: - измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

- измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

- измерения массового расхода и массы нефти без учета воды ;

- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-МИГ». Общий вид.

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа

о

-температура, С -кинематическая вязкость жидкости, м²/с

-плотность жидкости, кг/м³

-максимальное содержание газа

при стандартных условиях (газовый фактор), м³/т -объемная доля воды в сырой нефти, %

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м³/ч (м³/сут)                 от 2 до 20830

(от 50 до 500000)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % от 0 до 70 включ. %                                                          ±5;

св.70 до 95 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, %

Пределы допускаемой приведенной погрешности установки

при измерении давления*, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки

при измерении температуры, ^оС

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки

при измерении перепада давления, %                                     ±0,3

Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации: - при преобразовании токовых сигналов ( приведенная*), %

- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

- при измерении времени (относительная), %

- при вычислениях по заданным алгоритмам ( относительная), %

Количество входов для подключения скважин

Параметры электрического питания: -напряжение переменного тока, В -частота переменного тока, Гц

Потребляемая мощность, кВ • А, не более

Габаритные размеры (длина ^х ширина ^х высота), мм, не более:

• - блока технологического

• - блока контроля и управления

Масса, кг, не более:

• - блока технологического

• - блока контроля и управления

Срок службы, лет, не менее                                                  20

*-нормирующим значением приведенной погрешности является верхний предел диапазона измерений