Принцип работы установки основан на следующих методах измерений:

• A) Методы измерений массового расхода и массы жидкости:

• - метод гидростатического взвешивания;

• - метод прямого динамического измерения на базе кориолисового массового расходомера;

Б) Методы измерений объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям:

• - объемный метод PVT (давление х объем х температура);

• - метод прямого динамического измерения на базе вихревого, кориолисового или ультразвукового расходомера;

• B) Методы измерений массового расхода нефти без учета воды:

• - косвенный метод расчета объемной доли воды в нефти по измеренному значению плотности жидкости;

• - прямой метод измерения объемной доли воды в нефти поточным преобразователем влагосодержания.

В состав установки входит:

• - блок технологический;

• - блок контроля и управления;

• - прицеп тракторный.

Технологический блок и блок контроля и управления представляют собой два отдельных помещения, расположенных в закрытом кузове-фургоне, установленного на специальном прицепе.

В технологическом блоке размещены трубопроводная обвязка, сепарационная емкость, первичные преобразователи средств измерений, запорная и регулирующая арматура, системы вентиляции.

Блок технологический обеспечивает:

• - отделение свободного газа из смеси и выполнение цикла измерения расхода по жидкости и газу;

• - передачу информации с датчиков избыточного и дифференциального давления, датчиков расхода, датчиков температуры и сигнализаторов (индикаторов) уровня в блок контроля и управления;

• - визуальный контроль за технологическими параметрами: давление, уровень жидкости в емкости сепарационной;

В блоке контроля и управления размещены вторичные преобразователи средств измерений, средства электрического питания средств измерений, средства управления и электрического питания силового электрооборудования, контроллер БУИ.

Блок контроля и управления обеспечивает:

• - электрическое питание КИПиА, установленных в блоке технологическом;

• - управление и электрическое питание силового электрооборудования;

• - прием сигналов с датчиков избыточного и дифференциального давлений, датчиков расхода, температуры и сигнализаторов (индикаторов) уровня;

- обработку сигналов по заданному в программе алгоритму и вычисление расходов по жидкости, компонентам (вода, нефть) и газу контролируемой скважины;

- передачу информации о параметрах измеряемой среды и нештатной ситуации на верхний уровень по стандартному интерфейсу RS 485 (RS 232) и вывод данной информации на дисплей контроллера БУИ;

- сохранение в памяти информации о результатах измерений, полученных в автоматическом режиме в течение последних трех месяцев;

- контроль загазованности и пожара в блоке технологическом .

Установка выпущена на базе прицепа. Общий вид установки и технологического блока приведен на рисунке 1. Место нанесения пломбы, защищающей от несанкционированного доступа, приведено на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид установки и технологического блока

Защитная пломба

Рисунок 2 - Место пломбировки контроллера БУИ

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (регистрационный номер) приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень средств измерений, применяемых в составе установки

Программное обеспечение является встроенным в контроллер «БУИ» выполненный на базе контроллера программируемого SIEMENS SIMATIC S7-1200, входящих в состав установки.

ПО установи обеспечивает автоматическое управление процессом измерения, преобразование входной информации о параметрах продукции нефтяных скважин и вычисление на их основе дебитов скважин по жидкости, воде, нефти и газу, отображение информации о процессе измерения, вычисления и измеренных параметров, передачу информации на верхний уровень.

Информационный обмен между контроллером БУИ и верхним уровнем осуществляется при помощи протокола ModBUS RTU с использованием стандартного интерфейса RS-485. В качестве программ верхнего уровня используется любая SCADA-система, для стандартной работы с которой поставляется OPC-сервер.

Защита ПО установки измерительной мобильной УЗМ от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Влияние на метрологическое значимое ПО установки измерительной мобильной УЗМ через стандартный интерфейс RS-485 отсутствует. Метрологические характеристики средства измерений нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Комплектность поставки установок соответсвует таблице 5.

Таблица 5 -Комплектность установки

Метрологические характеристики установки приведены в таблице 3, основные технические характеристики установки приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики установки

Таблица 4 - Основные технические характеристики установки