Принцип действия установки основан на автоматических измерениях параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (далее - скважин) путем ее предварительной сепарации - разделении на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора, входящего в состав установки.

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение скважины:

• - косвенные измерения массового расхода и массы сырой нефти;

• - прямые и/или косвенные измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;

• - прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;

• - косвенные измерения массового расхода и массы нефти.

При подаче на вход продукции нефтяной скважины (газожидкостной смеси) установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора (далее -ЕС) жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.

Измерительная линия жидкой фазы продукции скважин, в которой производятся прямые измерения:

объема сырой нефти - счетчиком жидкости турбинным «ТОР» (номер в Госреестре СИ РФ 6965-03);

содержания воды - влагомером, модели влагомером, моделей ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);

температуры и давления сырой нефти.

Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся прямые измерения:

массового расхода и массы нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации -СИ типов счетчики-расходомеры массовые Micro Motion моделей F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомеры массовые «Promass» (номер в Госреестре СИ РФ 15201-07), или счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ROTAMASS», модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

температуры и давления нефтяного газа.

В состав установок входят блок технологический (БТ) и блок автоматики (БА).

Блок технологический включает в себя:

- измерительные линии жидкой и газовой фазы продукции скважин;

- технологическое оборудование: ЕС, систему регулирования уровня жидкости в ЕС, устройство распределительное и трубопроводную обвязку.

В блоке автоматики размещают контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), вторичные измерительные преобразователи СИ (при наличии), клеммные колодки и силовой шкаф для питания контроллера, СИ, систем отопления, освещения, вентиляции и сигнализации.

В установке предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе установки соответствуют МИ 3002-2006.

3D изображение оборудования блока технологического

Обозначение установки при заказе:

- наименование;

• 2 - счетчик ТОР в составе установки

• 3 - максимальное рабочее давление, кгс/см²;

• 4 - количество входов для подключения к скважинам;

• 5 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;

• 1 Блок технологический ............................................................................................1 шт.

• 2 Блок автоматики......................................................................................................1 шт.

• 3 ЗИП........................................................................................................................1 компл.

• 4 Эксплуатационная документация.......................................................................1 компл.

• 5 Методика поверки.................................................................................................. 1 экз.

- свыше 90 % в соответствии с методикой измерений

- объёма и объёмного расхода свободного нефтяного газа ± 5

Количество входов для подключения скважин

Рабочая среда - продукция скважин с параметрами:

• - избыточное рабочее давление, МПа

о

• - температура, С

• - кинематическая вязкость жидкости, м²/с

• - плотность жидкости, кг/м³

Обводнённость сырой нефти, %, не более Содержание сероводорода, %, не более

Условия эксплуатации:

• - диапазон относительной влажности окружающей среды, %         от 30 до 90

• - диапазон температур окружающего воздуха, °C          от плюс 40 до плюс 60

  Потребляемая мощность, кВ^А, не более	10
  Напряжение электропитания, В	380 +-3587 ; 220 +-2323