К данному типу средств измерений относятся установки измерительные для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС.

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью трубного делителя фаз (ТДФ) и сепаратора с последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений. Содержание воды в скважинной жидкости определяется с помощью поточного влагомера. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ через расходомер поступает в общий выходной коллектор, где смешивается с предварительно отделенной (и измеренной массовым расходомером) жидкостью.

Контроллер, расположенный в блок автоматики, фиксирует массу скважинной жидкости и её обводнённость.

Установка представляет собой блочно-комплектное устройство полного заводского изготовления и состоит из следующих основных частей:

• - блок технологический (далее по тексту - БТ);

• - блок автоматики (далее по тексту - БА).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений установки. БТ в зависимости от модификации установки может представлять собой комплекс, состоящий из нескольких помещений, стыкуемых на месте эксплуатации с помощью комплекта монтажных частей.

Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:

• - узел трубопровода входа газожидкостной смеси (далее по тексту - ГЖС) с отсекающей арматурой;

• - узел трубопровода выхода ГЖС с отсекающей арматурой;

• - узел трубопровода с внутритрубным сепаратором, служащим для отделения газа от жидкости;

• - сепаратор, оборудованный опорами, внутренними устройствами, люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом пропарки (промывки) и продувки инертным газом, предохранительным клапаном СППК;

• - узел трубопровода с расходомерами жидкости.

Измерительные линии жидкостной фазы, в которых производятся измерения:

• - массы жидкости - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion моделей CMF 400M-2700R (тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63433-16 (далее по тексту - Рег. №), или расходомерами массовыми «Promass» (Рег. № 15201-11), расходомерами массовыми «Promass» моделей Promass 300, Promass 500 (Рег. № 68358-17), или расходомерами-счетчиками массовыми кориолисовыми «ROTAMASS» модели RC (Рег. № 75394-19), или расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 1400, OPTIMASS 2400, OPTIMASS 6400 (Рег. № 77658-20), или счетчиками-расходомерами массовыми «ЭМИС-МАСС 260» (Рег. № 42953-15), или счетчиками-расходомерами массовыми «Штрай-Масс» (Рег. № 70629-18), или счетчиками-расходомерами массовыми ЭЛМЕТРО-Фломак (Рег. № 47266-16);

• - содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-2 (Рег. № 24604-12), измерители обводненности Red Eye модели Red Eye® 2G B-filter (Рег. № 76784-19), анализаторы влажности (влагомеры) FIZEPR-SW100 (Рег. № 75771-19), влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН (Рег. № 78321-20), или косвенным методом, когда содержание воды в нефти определяют по результатам анализов объединенной пробы нефти;

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

• - массы или объема газа - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion моделей CMF 400M-2700R (Рег. № 63433-16), или расходомерами массовыми «Promass» (Рег. № 15201-11), расходомерами массовыми «Promass» моделей Promass 300, Promass 500 (Рег. № 68358-17), или расходомерами-счетчиками массовыми кориолисовыми «ROTAMASS» модели RC (Рег. № 75394-19), или счетчиками-расходомерами массовыми «ЭМИС-МАСС 260» (Рег. № 42953-15), или счетчиками газа вихревыми СВГ типа СВГ.М (Рег. № 13489-13), или расходомерами газа ультразвуковыми КТМ600 РУС (Рег. № 62301-15), датчиками расхода-счетчиками «ДАЙМЕТИК-1261» (Рег. № 67335-17), или датчиками расхода газа «DYMETIC-1223M» (Рег. № 77155-19), или счетчиками-расходомерами массовыми Штрай-Масс (Рег. № 70629-18), или счетчиками-расходомерами массовыми ЭЛМЕТРО-Фломак (Рег. № 47266-16), расходомерами-счетчиками газа ультразвуковыми ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) (Рег. № 73894-19), или расходомерами-счетчиками вихревыми ЭЛЕМЕР-РВ (Рег. № 77797-20), или расходомерами-счетчиками ультразвуковыми ИРВИС-РС4М-Ультра (Рег. № 58620-14), или расходомерами-счетчиками вихревыми ИРВИС-РС4М (Рег. № 55172-13), расходомерами-счетчиками ультразвуковыми OPTISONIC 7300 (Рег. № 67993-17) или преобразователями расхода вихревыми «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (Рег. № 42775-14);

Измерительный канал температуры жидкой фазы и свободного попутного нефтяного газа:

• - термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex (Рег. № 21968-11);

• - преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ex (Рег. № 23410-13);

• - термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом RN-24-6NA11-TB-L0250/YTA110 (Рег. № 64702-16);

- термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ Рег. № 32777-06);

• - термопреобразователи универсальные ТПУ 0304/M3-1W (Рег. № 67897-17);

• - термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС и их чувствительные элементы ЧЭ (Рег. № 58808-14).

• - термометры сопротивления ДТС (Рег. № 28354-10);

• - термопреобразователи сопротивления ЭнИ-300 ТСП, ЭнИ-300 ТСМ (Рег. №78201-20);

• - преобразователи термоэлектрические ЭнИ-300 ТНН, ЭнИ-300 ТХА, ЭнИ-300 ТХК, ЭнИ-300 ТЖК, ЭнИ-300 ТМК (Рег. №79691-20).

Измерительный канал давления скважинной жидкости и свободного попутного нефтяного газа:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (Рег. № 14061-15);

• - датчик давления МЕТРАН-150 (Рег. № 32854-13);

• - преобразователи давления измерительные ДДПН-К (Рег. № 54091-13);

• - преобразователи (датчики) давления измерительные EJX (Рег. № 81937-21);

• - преобразователи давления измерительные VEGABAR (Рег. № 79709-20);

• - преобразователи давления измерительные VEGADIF 85 (Рег. № 74173-19);

• - преобразователи давления измерительные «Элемер-АИР-30» (Рег. № 67954-17);

• - преобразователи давления измерительные АИР20/М2 (Рег. № 63044-16);

• - преобразователь давления измерительный АИР-10и, АИР-10Р (Рег. № 70286-18);

• - датчик давления «ЭЛЕМЕР-100» (Рег. № 39492-18);

• - преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД200 (Рег. № 44389-10);

• - датчики давления ЭнИ-100 (СУЭР-100) (Рег. № 71842-18);

• - датчики давления ЭнИ-12 (ЭМИС-БАРРО 10) (Рег. № 71161-18).

Показывающие СИ давления и температуры.

БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы силового электрооборудования и автоматики, устанавливаемых в нем:

- контроллеров SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305 (Рег. № 56993-14), или контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 (Рег. № 69436-17), или вычислителей УВП-280 (Рег. № 53503-13);

• - силовой шкаф, обеспечивающий питание контроллера управления установкой, систем отопления, освещения, вентиляции, сигнализации и др.;

• - аппаратный шкаф, предназначенный для управления системой регулирования уровня, для сбора и обработки информации, а также для архивирования, индикации и передачи информации;

• - вторичные устройства примененных в БТ СИ (при наличии);

• - системы и средства жизнеобеспечения.

Комплекс программного обеспечения (далее по тексту - ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.

Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения установки приведен ниже:

Установка измерительная для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС -250 -10 - 6,3 - М ТУ 28.99.39-004-69751748-2020

• 1 2 3 4 5 6

• 1 - наименование;

• 2 - максимальный массовый расход скважинной жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут.;

• 3 - количество входов для подключения к скважинам;

• 4 - максимальное рабочее давление, МПа;

• 5 - исполнение мобильное М , стационарное С;

• 6 - обозначение ТУ.

  

Рисунок 1 - Общий вид установок Стрелкой указано место нанесения заводских (серийных) номеров.

Рисунок 2 -Пломбируется шкаф управления с контроллерами.

Заводской (серийный) номер установок наносится на таблички ударным способом, обеспечивающим контрастность и сохранность изображения в течение срока службы изделия, которые крепятся снаружи технологического блока и блока автоматики, приводится в эксплуатационной документации. Формат нанесения заводского номера - буквенно-числовой. Пломбирование установок не предусмотрено.

Комплект поставки установок измерительных для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС приведен в таблице 4.

Таблица 4 - Комплект поставки установок измерительных для определения количества

скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС.

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 2 и 3

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики