Принцип действия установок основан на разделении (сепарации) продукции скважины на жидкую и газовую фазы и последующем измерении количества каждой фазы.

Измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся с использованием показаний счётчика жидкости ТОР по объёму сырой нефти, показаний поточного влагомера или лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти и введённых в память устройства обработки информации в качестве условно постоянной величины.

Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.

Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещённым внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

В блоке технологическом размещены:

• - распределительное устройство;

• - сепаратор;

• - первичные измерительные преобразователи расхода в жидкостной и газовой линиях, объёмной доли воды в сырой нефти, давления и температуры;

• - трубопроводная обвязка.

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

Сепаратор представляет собой горизонтальный стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя накапливаемой жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор через измерительные линии газа и жидкости, оснащённые соответствующими измерительными преобразователями.

В блоке контроля и управления размещены:

• -  устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

• - вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;

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

Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб в жидкостной и газовой линиях, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказной спецификацией.

Установка имеет встроенное программное обеспечение, выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установки и влияющее на её метрологические характеристики. Программное обеспечение обладает идентификационными признаками и имеет защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений.

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

• - давление, МПа                                                    от 0,2 до 4,0

• - температура, °C                                        от минус 5 до плюс 90

• - кинематическая вязкость жидкости, м²/с                       от 1-10'⁶ до 120-Ю'⁶

• - плотность жидкости, кг/м³                                        от 700 до 1180

• - максимальное содержание газа при стандартных

условиях (газовый фактор), м³/т

• - влагосодержание, %

Верхний предел массового расхода жидкости, кг/ч (т/сут)

Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, не более

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

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды), %, при влагосодержании:

• - от 0 до 70 %

• - св. 70 до 95 %

• - св. 95 %

  до 1000 до 100 16600(400) 62500(1500)

  1

  ±2,5

  ±6 ± 15 В соответствии

  Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объёма и объёмного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

  Пределы измерений давления рабочей среды, МПа

  Пределы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, %

  Пределы измерений температуры рабочей среды, °C

  Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении температуры, °C

  Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:

  • - при преобразовании токовых сигналов (приведённая), %

  • - при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

  • - при измерении времени (относительная), %

  • - при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), % Количество входов для подключения скважин

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

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

  • - блока технологического

  • - блока контроля и управления

  Масса составных частей установки не более:

  • - блока технологического 20 000 кг

  • - блока контроля и управления 2500 кг

  Климатическое исполнение

  с методикой измерений

  ± 5 от 0,2 до 4,0

  ±0,3

  от минус 5 до плюс 90

  ±0,5

  ±0,1

  ± 1

  ±0,1 ± 0,025 от 1 до 14

  380 В ±15% не более 10 кВ-А

  10360 х 3250 х 3960 мм

  3140 х 3250 х2640 мм

  УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69

Срок службы                                                не менее 10 лет

По взрывопожарной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категорий А по ВНТП 01/ 87/ 04 и НПБ 105-95.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического - В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.0-99.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «В» согласно МИ 3286-2010.