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 (при необходимости) и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

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

• - 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 зависимости от исполнения, в состав системы могут входить расходомеры массовые жидкости и газа следующих моделей:

• - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-10);

• - расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

• - счетчики-расходомеры массовые кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (Госреестр 27054-14);

Для измерений объемной доли воды в жидкости используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

Лист № 2 Всего листов 5

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:

- контроллера измерительного R-AT-MM (Госреестр № 43692-10) или контроллера измерительного АТ-8000 (Госреестр № 42676-09), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;

- шкафа силового для питания контроллера, СИ, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;

- вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);

- клеммных колодок.

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- прямые и/или косвенные измерения (в зависимости от моделей расходомеров жидкости и газа, входящих в комплект поставки) объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации свободного нефтяного газа (далее - газ) с приведением к стандартным условиям;

• - прямые или косвенные измерения объемной доли воды в жидкости;

• - косвенные измерения массового расхода и массы сырой сепарированной безводной нефти (далее - нефть).

При подаче газожидкостной смеси установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущее значение влагосодержания жидкости, а контроллер обрабатывает информацию СИ.

Измерительный контроллер размещается 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 промышленную сеть системы телемеханики.

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:

• 1 - наименование;

• 2 - максимальное рабочее давление, МПа;

• 3 - количество входов для подключения к скважинам;

• 4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;

В комплект поставки установки входят:

• - блок технологический

• - блок контроля и управления

• - комплект ЗИП

1 шт.

1 шт.

1 компл.

Диапазон измеряемого объемного расхода газа определяется типоразмером применяемого счетчика газа (согласно заказу).

Количество входов для подключения скважин                                  от 1 до 14

Рабочая среда - продукция нефтяных и газоконденсатных скважин с основными

параметрами:

• - избыточное рабочее давление, МПа

• - температура, С

• - кинематическая вязкость жидкости, м²/с

• - плотность жидкости, кг/м³

• - массовый расход жидкости, т/сутки

• - объемный расход газа в нормальных условиях, м³/сутки

• - максимальное значение газового фактора в нормальных условиях, м³/т

• - обводненность сырой нефти, %, не более

• - содержание сероводорода, %, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %

• - массы и массового расхода сырой нефти

• - массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

-до 70 %

- от 70 % до 95 %

- свыше 95 %                   пределы допускаемой относительной погрешности

устанавливают в МВИ, утверждаемым и аттестуемым в