Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.

Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления.

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

В блоке технологическом размещены:

• - распределительное устройство;

• - сепаратор;

• - расходомер жидкостной;

• - расходомер газовый;

• - первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовыми выходными сигналами 4 - 20 мА;

• - трубопроводная обвязка.

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

Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.

Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.

Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

• - счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);

• - счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11);

• - счетчики - расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (Госреестр № 42953-09).

Для измерения объема нефтяного газа используются датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09).

В блоке контроля и управления размещены:

- устройство обработки информации, включающее в себя микропроцессорный контроллер 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.

В зависимости от комплектации применяют один из двух типов контроллеров:

- контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 42676-09)

- контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерение среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

- измерение среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

- измерение среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;

- индикацию, архивирование и передачу результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.81». Общий вид

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа

о

-температура, С -кинематическая вязкость жидкости, м²/с

-плотность жидкости, кг/м³

-максимальное содержание газа

при стандартных условиях (газовый фактор), м³/т                          до 1000

-объемная доля воды в сырой нефти, %                                   до 99

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)      от 0,2 до 62,5

(от 5 до 1500). Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м³/ч (м³/сут)                  от 2 до 62500

(от 50 до 1500000). Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы и массового расхода сырой нефти, %                      ± 2,5.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % От 0 до 70 %

согласно методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

Количество входов для подключения скважин

Напряжение питания сети переменного тока

Климатическое исполнение                         УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.

Срок службы, не менее

10 лет.