Принцип действия установок основан на сепарационном методе, предусматривающем разделение (сепарацию) измеряемой продукции на однофазные среды (жидкость и газ) с последующим измерением количества (состава, свойств) каждой из фаз.

Установки обеспечивают выполнение следующих функций:

• 1) поочередное подключение скважин к измерению;

• 2) разделение продукции нефтяных скважин на жидкость и газ;

• 3) поочередное измерение массы и массовых расходов жидкости (сырой нефти), нефти, воды, объемного влагосодержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержание), а также приведенного к нормальным условиям (далее - ПУ) объема и объемного расхода нефтяного газа нефтяных скважин;

• 4) автоматизированное и ручное управление процессом измерения;

• 5) вычисление, отображение на дисплее контроллера управления установкой (далее -КУ), архивирование в энергонезависимой памяти КУ сроком не менее 32 суток и передача по запросу оператора на ДП следующей измерительной информации:

• - текущие показания датчиков;

-результаты расчетов массовых расходов и массы жидкости и нефти и объемного расхода и объема газа, приведенных к НУ, подключенной скважины (как по единичным измерениям, так и общего усредненного значения);

-исходные первичные данные (константы) для расчетов и измерений (параметры установки, параметры скважин);

• 6) автоматическое запоминание, архивирование, хранение и передача на ДП по запросу оператора сигнальной информации, в т. ч. аварийных сигналов, сигналов о текущем состоянии установки и её отдельных элементов;

• 7) автоматизированное управление исполнительными устройствами установки.

Установка состоит из:

• - помещения технологического (далее - ПТ);

• - блока автоматики (далее - БА).

В ПТ размещены:

-сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси) и оснащенный системой регулирования уровня жидкости, накапливаемой в ЕС;

-переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ), служащий для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору.

• - системы и средства жизнеобеспечения (отопления, освещения, сигнализации, вентиляции);

• - первичные преобразователи количества, состава и свойств измеряемых сред.

Система регулирования уровня жидкости в ЕС состоит из:

• - преобразователя уровня;

• - регулятора расхода на выходе газа из ЕС;

• - регулятора расхода на выходе жидкости из ЕС.

В БА размещены:

• - силовой шкаф;

• - аппаратурный шкаф, предназначенный для управления ПСМ, системой регулирования уровня, сбора и обработки информации первичных преобразователей, а также для архивирования, индикации и передачи измерительной и сигнальной информации на ДП;

• - вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в ПТ;

• - системы и средства жизнеобеспечения.

Установка имеет два исполнения в зависимости от режимов измерений:

• - исполнение 1: измерения в режиме периодического наполнения и последующего опорожнения ЕС;

• - исполнение 2: измерения в режиме периодического наполнения и последующего опорожнения ЕС с автоматическим переходом в режим поддержания заданного уровня в ЕС в зависимости от величины измеряемого расхода.

1 компл.

1 компл.

• - эксплуатационная документация согласно ведомости ЭД

  1 компл.

  1 экз.

• - методика поверки

В комплект поставки установки входят (в зависимости от исполнения и заказа) средства измерений, представленные в таблице 1:

Таблица 1

Конструкция установки позволяет производить подключение к технологической обвязке пробоотборников и устройств для определения содержания свободного газа в жидкости.

Число подключаемых скважин

Рабочая среда: продукция нефтяных скважин, разделяемая в ЕС для осуществления измерений на компоненты:

• - сырая сепарированная нефть (далее - жидкость), представляющая собой смесь пластовой воды, сырой безводной нефти, остаточного свободного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;

• - нефтяной попутный газ.

Параметры рабочей среды:

• - рабочее давление, МПа, не более                                                    4,0;

• - температура, °C                                                          от + 5 до + 90;

• - кинематическая вязкость жидкости, м²/с                                 от 1 • 1 О'⁶ до 150-10’⁶;

• - плотность жидкости, кг/м³                                               от 760 до 1200;

  от 0,08 до 100 (от 2 до 2400);

  - объемный расход газа, приведенный к НУ, м³/ч (м³/сут) от 0,8 до 40000 (от 20 до 1000000);

  • - влагосодержание, %

  • - объемное содержание остаточного газа в жидкости после сепарации, %

  • - объемное содержание сероводорода, %

  не более 98; не более 1;

  не более 2.

Диапазон измеряемых массовых расходов (отношение наибольшего расхода к наименьшему) - не менее 100:1. Наибольшие значения массовых расходов жидкости по каждой скважине, т/ч (т/сут), соответствуют ряду: 16 (400), 60 (1500), 100 (2400).

Установка обеспечивает измерение объемного расхода газа, приведенного к НУ, в диапазонах, определяемых заказом.

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода жидкости, %                                                  ±2,5.

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода нефти, %, при влагосодержании:

• - от 0 % до 70 %                                                                ± 6,0;

-св. 70% до 95%

-св. 95% до 97%

• - св. 97 % до 98 %

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема и объемного расхода газа, %                                                         ± 5,0.

Пределы допускаемой относительной погрешности КУ, %:

• - при преобразовании токовых сигналов

• - при измерении числа импульсов

• - при измерении времени

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц

Потребляемая мощность

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

-ПТ -БА