В состав установки входят:

• - блок технологический (далее - БТ);

• - блок контроля и управления (далее - БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установки.

В БТ размещены:

• - сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси);

• -  устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ);

• - трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;

• - система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС;

• - система измерений количества жидкости и газа;

• - СИ давления, температуры и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

• - уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.);

• - запорную и запорно-регулирующую арматуру (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.) в газовой (далее - РРГ) и в жидкостной (далее - РРЖ) линиях. Состояния РРГ и РРЖ определяются либо заданной высотой уровня жидкости в ЕС, либо перепадом давления между ЕС и коллектором.

Установка имеет измерительную линию сырой нефти и измерительную линию газовой фазы продукции скважин.

В измерительной линии сырой нефти производятся измерения:

• -  массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

• - содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);

• - температуры и давления сырой нефти.

В измерительной линии газовой фазы продукции скважин производятся измерения:

• - объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);

• - температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.

В качестве устройства обработки информации применяются контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), которые размещаются в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.

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.

Рисунок 1 - 3D изображение оборудования блока технологического

Обозначение установки при заказе:

- наименование;

• 2 - максимальное рабочее давление, МПа;

• 3 - количество входов для подключения к скважинам;

• 4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут; Дополнительно указываются тип и модификация используемого счетчика-расходомера

массового.

В комплект поставки установки входят:

- блок технологический                                               1 шт.

Диапазон измерений объемного расхода свободного газа (приведенного к стандартным условиям), м³/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа (приведенного к стандартным условиям), %

Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 95

По методике измерений.

Количество входов для подключения скважин

Рабочая среда на входе установки- продукция нефтяных скважин

Масса, кг, не более:

• - БТ

• - БК

Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет