Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.

Одним из основных элементов установки является сепаратор, в котором нефтегазоводяная смесь разделяется на газ и жидкость. В зависимости от вида сепаратора установки подразделяются на следующие модификации: «УИСН-ДИНАМИК» и «УИСН-ЦИКЛОН».

Установка состоит из блока с технологическим оборудованием (далее - БТ) и блока с системой контроля и управления (далее - БА), расположенного в шкафу.

В состав БТ могут входить: сепаратор, входной и выходной трубопроводы; переключатель скважин многоходовый (далее - ПСМ) с гидроприводом; расходомер жидкости; расходомер газа; влагомер; преобразователи давления и температуры; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры; ручной или автоматический пробоотборник; за-порно-регулирующая арматура; узел подключения поверочной установки.

Система обработки информации включает в себя программируемый логический контроллер (далее - ПЛК). ПЛК осуществляет сбор и обработку информации от первичных преобразователей, вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости, вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, местное управление оборудованием установки; автоматическое последовательное переключение скважин; управление запорно-регулирующей арматурой и т.д.

Вариант исполнения установки выбирается на этапе анализа условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.

В состав установки могут входить следующие основные средства измерений (далее -СИ) утвержденных типов:

- счетчики расходомеры массовые Micro Motion, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №) 45115-10, 45115-16, 71393-18, 84123-21;

- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые «ROTAMASS», рег. №№ 27054-09, 27054-14, 75394-19;

- расходомеры массовые «Promass», рег. №№ 57484-14, 68358-17, 86234-22;

- счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С, рег. № 75514-19;

- счетчики-расходомеры массовые UST-Flow, рег. № 78029-20;

- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260», рег. №№ 4295315, 77657-20;

- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак, рег. № 47266-16;

- счетчики-расходомеры массовые МИР, рег. № 68584-17;

- счетчики жидкости массовые МАСК, рег. № 12182-09;

- счетчики-расходомеры массовые OPTIMASS, рег. №№ 78635-20, 77658-20;

- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс, рег. № 70629-18;

- счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300, рег. № 65918-16;

- счетчики ковшовые скважинной жидкости КССЖ, рег. № 80540-20;

- счетчики газа вихревые СВГ, рег. №№ 13489-07, 13489-13;

- датчики расхода газа ДРГ.М, рег. № 26256-06;

- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ), рег. № 7389419;

- преобразователи расхода вихревые ЭМИС-ВИХРЬ 200, рег. №№ 42775-14, 86309-22;

- влагомер оптический емкостной сырой нефти АМ-ВОЕСН, рег. № 78321-20;

- измерителя обводненности Red Eye^® моделей Red Eye^® 2G и Red Eye^® Multiphase, рег. № 47355-11;

- влагомер поточный ВСН-АТ, рег. №№ 62863-15, 86284-22;

- влагомер нефти поточный ПВН-615Ф, рег. № 63101-16;

- влагомер микроволновой поточный МПВ700, рег. № 65112-16;

- влагомер сырой нефти ВСН-2, рег. № 24604-12.

Вспомогательные средства измерений:

- счетчики жидкости ДЕБИТ, рег. № 60437-15;

- счетчики жидкости ДЕБИТ-2, рег. № 75258-19;

- счетчики турбинные ТОР, рег. № 64594-16;

- счетчики турбинные ТОР-Т, рег. №№ 34071-07, 34071-17;

- счетчики турбинные ТОРНАДО, рег. № 86554-22;

- расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ, рег. №№ 60269-15, 70119-18, 74730-19;

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,3 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С.

В зависимости от комплектации существуют модификации установок, в которых отсутствуют средства измерений объемной доли воды и количества свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

В этом случае для вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного газа используются параметры измеряемой среды, определяемые в испытательной лаборатории на основании пробы, отобранной с помощью пробоотборника, входящего в состав установки и соответствующего ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» или ГОСТ Р 8.880-2015 «ГСИ. Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода».

На рисунках 1 и 2 приведены фотографии общего вида установок: «УИСН-ДИНАМИК» (рис. 1) и «УИСН-ЦИКЛОН» с сепаратором вертикального расположения (рис. 2а) и сепаратором горизонтального расположения (рис. 2б).

В сепараторе нефтегазоводяная смесь, поступающая из входного коллектора через входной патрубок, за счет многократного прохождения через сепарирующие элементы разделяется на жидкую и газообразную фазы. После сепарации свободный попутный газ отводится через выходной патрубок в газовую линию, дегазированная жидкость через выходной патрубок в жидкостную линию.

Регулирование уровня жидкости в сепараторе установки «УИСН-ДИНАМИК» осуществляется за счет сигнализатора уровня жидкости и регулирующей арматуры. Данные от сигнализатора уровня поступают на контроллер, а контроллер в зависимости от полученной информации управляет регулирующей арматурой.

Регулирование уровня жидкости в сепараторе установки «УИСН-ЦИКЛОН» осуществляется за счет поплавкового механизма, заслонки газовой, регулятора расхода или за счет сигнализатора уровня жидкости и регулирующей арматуры.

Рис. 2а - Внешний вид сепаратора

Рис. 1 - Внешний вид сепаратора

«ЦИКЛОН» вертикального расположения

Рис. 2б - Внешний вид сепаратора «ЦИКЛОН» горизонтального расположения

В состав БА могут входить следующие средства измерений:

- контроллер SCADAPack, рег. №№ 50107-12, 64980-16, 69436-17;

- контроллер измерительный R-AT-MM, рег. № 61017-15;

- контроллер программируемый SIMATIC S7-1200, рег. № 63339-16;

- контроллер программируемый логический V290, V530, V570, рег. №№ 56623-14, 53586-13;

- контроллеры программируемые логические ОВЕН ПЛК150 и ОВЕН ПЛК154, рег. № 36612-13;

- контроллер программируемый логический ПЛК200, рег. № 84822-22.

На рисунке 3 приведена фотография технологического блока с закрепленной маркировочной табличкой, на рисунке 4 - фото маркировочной таблички установки. На рисунке 5 приведена фотография внешнего вида установки «УИСН-ЦИКЛОН», на рисунке 6 приведена

МПа

_ российская федерация ’      ООО «НЛП АМя

& © [0j

Установка Измерительная Сырой Нефти УИСН-ЦИКПОН-Н"-"

*pn | №   120;i

RU C-RU.HO02.B 00080/22^;:

Рис. 4 - Фото маркировочной таблички

Рис. 3 - Внешний вид технологического блока

Рис. 6 - Внешний вид установки

«УИСН-ДИНАМИК»

Структура условных обозначений установки:

Рабочее давление, МПа

Примечание:

* - массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси в зависимости от исполнения установок приведен в таблице 1

Таблица 1 - Массовый расход жидкой фазы в зависимости от исполнения установок

Заводской номер установки указывается в паспорте установки типографским способом и на маркировочной табличке ударным методом. Формат нанесения заводского номера -цифровой. Маркировочная табличка закрепляется на наружной поверхности установки.

Для предотвращения и выявления несанкционированного доступа к метрологически значимой части программного обеспечения установок применяются пломбировочные наклей-

связи (рис. 7

Рис. 7 - Пломбировочная наклейка на интерфейс связи

Пломбирование установки не предусмотрено.

Комплектность установок приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность установки

установок, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики установок

Т аблица 4 - Основные технические характеристики установок

Продолжение таблицы 4