Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси 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.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). БА и БТ могут быть закрытого (с укрытием) или открытого исполнения (без укрытия или с быстросъемными панелями, защищающими от атмосферных осадков, ветра и др.). В случае открытого исполнения блоков система жизнеобеспечения не применяется или может включать не все компоненты, в зависимости от технических требований. В состав конкретной установки могут входить другие дополнительные функциональные блоки, не выполняющие измерительной функции. Количество и исполнение блоков установки определяется в зависимости от количества подключаемых скважин и необходимости реализации дополнительных функций, помимо измерительных.

БТ может состоять из измерительного модуля или из измерительного и распределительного модулей.

Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами измерений.

Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в таблице 1.

Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Таблица 1 - Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Окончание таблицы 1

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 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;

- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 МПа, класс точности не ниже 1,5;

- счетчики жидкости турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %.

Одним из элементов измерительного модуля является сепаратор - однокамерный/ двухкамерный горизонтальный или вертикальный.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (далее - газовый трубопровод).

Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством, оборудованным индикатором уровня.

Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.

На трубопроводе для отвода сырой нефти (далее - жидкостной трубопровод) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система поплавок - заслонка - регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через высокопредельные счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений, в случаях , если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих счетчиков (расходомеров).

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, регулятора расхода - на газовом трубопроводе, при необходимости регулятор расхода может быть заменен на кран (или клапан) с электроприводом.

Если дебиты сырой нефти и нефтяного газа всех подключенных к установке скважин соответствуют диапазонам измерений счетчиков (расходомеров), заслонки могут быть установлены и на газовом и на жидкостном трубопроводах.

В этом случае, регуляторы расхода (краны, клапана) не устанавливаются.

Вертикальные сепараторы, рассчитанные на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, могут быть оборудованы осушителем газа. В остальной части не отличаются от двухкамерных горизонтальных сепараторов.

Однокамерные горизонтальные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электро-управляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).

Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.

Распределительный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному модулю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:

- входные трубопроводы;

- блок трехходовых кранов;

- переключатель скважин многоходовой (далее ПСМ);

- трубопровод, подключаемый к измерительному модулю;

- байпасный трубопровод, с перемычкой на измерительный модуль;

- дренажные линии;

- выходной коллектор;

- патрубки для подключения передвижной измерительной установки;

- фильтры;

- патрубок для подключения пропарочной установки.

В состав БА могут входить:

- блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ);

- шкаф силовой (далее - ШС).

Если БА не применяется, то возможны следующие конфигурации:

- ШС и/или БИОИ общепромышленного исполнения могут быть установлены удаленно в помещениях и / или на специально отведенных площадках на объекте заказчика;

- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть установлены в БТ установки;

- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть смонтированы вне установки на специально отведенных площадках на объекте заказчика.

БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов - не более ±0,5 %; интервалов времени - не более ±0,15 %; числа импульсов - не более ±0,15 %; при обработке информации -не более ±0,05 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Основные типы контроллеров, применяемых в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.

Общий вид и схема пломбирования представлена на рисунках 2-7.

Место пломбирования

Рисунок 1 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ

Рисунок 2 - Внешний вид технологического блока и схема пломбирования

Пломба службы качества

Рисунок 3 - Внешний вид аппаратурного блока и схема пломбирования

Рисунок 4 - Внешний вид оборудования БТ многоскважинной установки

Рисунок 5 - Внешний вид оборудования БА общепромышленного исполнения

Рисунок 6 - Внешний вид оборудования БТ односкважинной установки с БИОИ взрывозащищенного исполнения

Рисунок 7 - Внешний вид БИОИ взрывозащищенного исполнения

Таблица 6 -

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Окончание таблицы 5