Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим измерением 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 выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, времени и расчетным коэффициентом сжимаемости вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти, рассчитанной или измеренной в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды.

Установки, в зависимости от комплектации, состоят из:

• - блока технологического и блока контроля и управления, в котором размещаются шкафы управления;

• - блока технологического и блоков автоматики и связи, проектируемых в составе технологического объекта, в которых размещаются шкафы управления.

Технологический блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Технологический блок соединяется со шкафами управления интерфейсным, силовым и контрольным кабелями.

В блоке технологическом размещены: сепаратор; счетчик-расходомер для жидкости; счетчик-расходомер для газа; первичные измерительные преобразователи температуры, давления, перепада давления, трубопроводная обвязка, клапан регулирования уровня жидкости в сепараторе.

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

-счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 13425-06, 45115-10 и 45115-16;

-счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;

-расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11.

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

-счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер 13425-06, 45115-10 и 45115-16;

-счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;

-датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные Dymetic-1223, регистрационный номер 37419-08;

-датчики расхода газа Dymetic-1223M, регистрационный номер 57997-14.

Объемная доля воды определяется по результатам анализа пробы рабочей среды в лаборатории или рассчитывается, и вносится как исходная информация по каждой скважине.

Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.

Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,25 %.

В блоке контроля и управления (блоке автоматики и связи) размещены:

-устройство обработки информации, реализующее функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

-силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.

В качестве устройств обработки информации применяют:

-контроллеры программируемые DirectLOGIC, регистрационный номер 17444-08, 17444-11 и 65466-16;

-системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14. Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: -измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

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

-измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;

-индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-ММ.(SPD)». Общий вид.

Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Основные технические характеристики