Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе газожидкостной смеси (далее - ГЖС) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее - ТБ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (ТБ и БА-боксы, обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация).

В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.

Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости массовыми, расходомерами газа массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.

В качестве основных средств, в измерительном модуле, для измерений массы и массового расхода сырой нефти, могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,5 %.

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры), а так же вихревые, ультразвуковые и термоанемометрические (тепловые) счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 1,5 %.

Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти могут использоваться влагомеры сырой нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 1,0 %, при содержании воды в сырой нефти до 70 % и с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,7 % при содержании воды в сырой нефти до 95 %.

Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в таблице 1.

Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных «ОЗНА-

МАССОМЕР»

Таблица 1

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-    измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до

100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

-     измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давле -

ния столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-     манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 6,0 МПа, класс точ -

ности не ниже 1,5.

Одним из элементов измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный сепаратор.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (далее - газовый трубопровод).

Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством.

Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.

На трубопроводе для отвода сырой нефти (далее - жидкостной трубопровод) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система: поплавок - заслонка - регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода - на газовом трубопроводе.

Однокамерные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).

Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.

Распределительный модуль включает в себя входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод и выходной коллектор.

Измерительный трубопровод ПСМ и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой.

Байпасный трубопровод и коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок.

В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ) и блок силового управления (далее - БСУ). БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов - не более ± 0,5 %; интервалов времени - не более ± 0,15 %; числа импульсов - не более ± 0,15 %; при обработке информации - не более ± 0,05 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2. Основные типы контроллеров, применяемых в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Т а б л и ц а 2

Комплектность поставки соответствует таблице 5. Таблица 5

Таблица 4