МОБИЛЬНЫЙ ЭТАЛОН 2-ГО РАЗРЯДА ДЛЯ ПОВЕРКИ УСТАНОВОК ИЗМЕРЕНИЯ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
MOBILE STANDARD OF THE 2ND DISCHARGE FOR VERIFICATION OF WELL MEASUREMENT UNITS

Область техники.
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым в нефтедобыче для измерения параметров многофазного потока продукции скважины (нефтегазоводяной смеси), измерения массового расхода и массы сырой сепарированной нефти, измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, измерения объемной или массовой доли воды, измерения массового расхода и массы сырой нефти без учета воды в потоке, и может быть использовано,  для передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для поверки и определения с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу, с целью обеспечения единства измерений массового расхода.
Уровень техники.
Проведение периодической поверки рабочих средств измерений, стационарных измерительных установок, предназначенных для оперативного учета дебитов продукции (нефтегазоводяной смеси) нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора, расположенных на скважинах, кустовых площадках или на входе в установки подготовки нефти требует использования передвижных измерительных комплексов–эталонов не ниже 2-го разряда точности.  Правила проведения поверки рабочих средств измерений определяются согласно ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков». При этом необходимо, обеспечить передачу единицы многофазного расхода от первичного государственного эталона эталонам 1-го разряда и, далее, эталонам 2-го разряда и промысловым измерительным установкам. Наиболее удобным способом поверки стационарных измерительных установок  является использование мобильных поверочных устройств-эталонов 2-го разряда.
Из уровня техники известны измерительные установки, с накопительными емкостями, в конструкции которых заложен сепарационный способ определения расходов фаз  (источник [1]: Dahl E. Handbook of multiphase flow metering / E. Dahl, C. Michelsen // The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement, Revision 2, March 2005. Источник [2]: И. Р. Ягудин, В. Н. Петров, А. Ф. Дресвянников. Перспективное направление разработки мобильных поверочных установок по измерению сырой нефти // Вестник Казанского технологического университета. // 2013, т.16, №4, , с.203-208.  Источник [3]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Рабочий эталон 2- го разряда единицы величин массового расхода сырой нефти, мобильный» RU.E.29.006A №47152, с регистрационным № 50353-12.  Источник [4]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Лаборатория метрологическая передвижная измерений сырой нефти и нефтяного газа «ЛМСН» RU.E.29.006A №47579, с регистрационным № №50727-12. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-6 (2012).  Источник [5]:  Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка измерительная мобильная УЗМ.Т» RU.E.29.006A №37558, с регистрационным №27867-09. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2009). Источник [6]:  Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка массоизмерительная транспортабельная типа «АСМА-Т» RU.E.29.006A №24351, с регистрационным № 14055-04. ФГУ ЦСМ РБ, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2004). ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-7, 2012).
Установки [1-6] имеют ряд недостатков. Основным недостатком использования сепарационных установок [1-6]  с накопительными сепарационными емкостями при проведении поверки является их инерционность, высокая погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения, наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров.  Конструкции измерительных установок [1-6] в ходе измерений допускают относительно высокую погрешность измерений, аналогичную стационарным измерительным установкам, расположенным на скважинах, поэтому они не могут быть использованы для периодической поверки стационарных измерительных установок, так как обеспечивают только сличение двух средств измерения, измеряющих с одинаковой точностью. Для обеспечения поверки стационарных измерительных установок необходима более высокая точность измерения, необходим эталон 2-го порядка.
Среди существующих измерительных  установок  можно выделить три основные  схемы  процесса измерения, которые определяют следующие типы  измерительных установок: гидростатического типа, динамического типа, мультифазного типа (источник [8]: Тоски Э. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией / Э. Тоски, Э. Окугбайе, Б. Тювени, Б. В. Ханссен, Д. Смит // Нефтегазовое обозрение. №12,2003. С. 68–77.).
Установки гидростатического типа. Газ на входе отделяется от жидкости в сепарационной емкости. Измерение дебита жидкости и газа производится путем определения скорости налива/слива в калиброванном вертикальном сосуде (уровнемер), при помощи датчиков гидростатического давления. Измерение обводнённости производится, например, пересчётом отношения лабораторных плотностей воды, нефти и фактической плотности, измеренной при помощи датчика гидростатического давления.
Установки гидростатического типа имеют простую конструкцию и невысокую стоимость. Благодаря циклическому режиму работы установки с постоянным протоком продукции скважины (газа либо нефти) в них создаётся минимальный перепад давления во время измерения и на скважину не оказывается дополнительного противодавления в процессе измерения. Этим достигается высокая достоверность измерений расхода жидкости. Вместе с тем точность определения обводнённости скважинной продукции чувствительна к наличию свободного и растворённого газа. Даже незначительное содержание свободного газа в жидкости значительно влияет на плотность жидкости, что ведет к увеличению погрешности определения обводнённости. Точность определения количества газа напрямую зависит от соотношения дебита по газу и дебиту по жидкости. При высоком газовом факторе добываемой на скважине продукции в установке происходит чрезвычайно быстрое опорожнение калиброванной ёмкости и инертность в работе исполнительных механизмов ведет к росту погрешности. В установках данного типа невозможно вычисление соотношения количеств свободного и растворённого газа, а также количества капельной жидкости в потоке газа.
Установки динамического типа. Газ на входе отделяется от жидкости в сепарационной  емкости. Измерение дебита жидкости и газа производится при помощи расходомеров, расположенных в индивидуальных измерительных линиях. Измерение обводнённости производится при помощи влагомера, установленного в жидкостной измерительной линии.
Наиболее точные на текущий момент установки. Обладают широким диапазоном измерений дебитов за счёт возможности применения расходомеров различной пропускной способности, а также возможностью их комбинаций. Это позволяет применять установку на скважинах, значительно отличающихся по производительности. Применение регулирующих устройств в измерительных линиях позволяет обеспечивать достаточную скорость протока среды в расходомерах. Как и в установках гидростатического типа, в данном случае также невозможно без дополнительных методик определить количество свободного и растворённого газа, а также количество капельной жидкости в потоке газа. Еще одним негативным фактором выступает влияние остаточного свободного газа на показания кориолисового расходомера при измерении расхода жидкости.
Установки мультифазного типа. Газ на входе не отделяется от жидкости. Измерение не требует разделения фаз (без сепарации). В установках применяют мультифазные расходомеры. В мультифазном расходомере происходит измерения широкого спектра параметров жидкости и газа: температура, давление, перепад давления, диэлькометрическая проницаемость, масса среды, плотность среды. Производится сканирование потока при помощи радиоизотопного или оптического датчика. Все эти параметры поступают в станцию управления содержащую ЭВМ и обрабатываются по заложенным  математическим моделям.
Основным достоинством является отсутствие необходимости разделения продукции скважины на газовую и жидкостную составляющие потока. Это существенно уменьшает размеры установки и отчасти избавляет от погрешностей вносимых процессом сепарации. Лабораторные данные по компонентному составу газа позволяют применять алгоритмы расчета количества растворённого и свободного газа. К недостаткам существующих мультифазных установок можно отнести сложность при настройке/калибровке на реальной установке. Непрозрачность алгоритмов вычислений. Необходимость дополнительной обработки полученных данных. Кроме того, как показала практика тестирования на научно-испытательном метрологическом стенде многофазных потоков ТюмГУ (стенд аттестован в качестве рабочего эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии) многофазные установки на ряде режимов не достигают требуемой для эталона точности.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [9]: патент на изобретение RU 2299322). Устройство содержит: блок сепарации, включающий газовый сепаратор (сепарационная емкость для раздела жидкости и газа), для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, уровнемер, предназначенный для анализа составажидкости, переключатели потока, датчик избыточного давления, сливную жидкостную линию, газопровод (линию газа), вход из скважины, выход в коллектор, выход в дренаж, клапан обратный, отстойник конденсата, предохранительный клапан, входной осевой завихритель, сепарационные лотки, фланцевое соединение газового сепаратора  и измерительной емкости, воронку  системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток, каплеуловитель, барьер  системы приоритетного минимума подачи, трубу системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили), ограждающие конструкции полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", поперечная опорная балка для газового сепаратора, вертикальные стойки, интегрированные в каркас модуля. Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока  трубы  с расположенной сверху воронкой  и барьера, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости  в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер  и воронку  и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации. Уровнемер, предназначенный для анализа состава жидкости, содержит систему подогрева  содержимого резервуара уровнемера, дозатор подачи химреагентов  в резервуар уровнемера, фланцы    уровнемера, датчик перепада давления  в резервуаре уровнемера, датчик температуры, систему излучатель-приемник  уровнемера.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [10]: патент на изобретение RU 2396427). Устройство содержит газовый сепаратор (сепарационную ёмкость) для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости,указатель перепада давлений измерительной емкости, нижний датчик (мембрана) указателя перепада давлений измерительной емкости, верхний датчик (мембрана)  указателя перепада давлений измерительной емкости, датчик температуры измерительной емкости, датчик избыточного давления, переключатель потока, плоское днище  измерительной емкости, сливную жидкостную линию, клапан обратный, вход  из скважины в газовый сепаратор, выход  в коллектор, газопровод (линия газа), нижний сепарационный лоток, патрубок отбора потока  системы приоритетного минимума подачи, барьер  системы приоритетного минимума подачи, воронку  системы приоритетного минимума подачи, трубу  системы приоритетного минимума подачи. Двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости, содержит  резервуар  уровнемера (цилиндрический сосуд) систему подогрева  содержимого резервуара  уровнемера, запорный клапан  с электроприводом, дозатор подачи химреагентов в резервуар  двухуровневого уровнемера, указатель перепада давлений  резервуара  уровнемера, датчик температуры  резервуара  уровнемера. В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости высотой от плотности жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют при опорожнении сосуда, собирая  массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.
Недостатками устройств [9;10] являются многоступенчатость реализуемого устройством способа и необходимость контролируемого полноценного расслоения продукции скважины на нефть и воду. В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости высотой от плотности жидкости. Точность определения обводнённости скважинной продукции чувствительна к наличию свободного и растворённого газа. Точность определения количества газа напрямую зависит от соотношения дебита по газу и дебиту по жидкости. При высоком газовом факторе добываемой на скважине продукции в установке происходит чрезвычайно быстрое опорожнение калиброванной ёмкости и инертность в работе исполнительных механизмов ведет к росту погрешности. В установках данного типа невозможно вычисление соотношения количеств свободного и растворённого газа, а также количества капельной жидкости в потоке газа. Устройство [9;10] не пригодно для применения в качестве эталона 2-го разряда, так как не обеспечивает точность измерений требуемую для поверки рабочих средств измерений продукции скважины. Уровнемер, предназначенный для анализа состава жидкости, проблематичную применяемость в мобильных измерительных установках для поверки рабочих средств измерений. Чувствительные элементы уровнемера  и вспомогательные конструкции расположены снаружи его корпуса. Имеются застойные «мертвые зоны», которые не учитывает уровнемер, что влияет на ход замеров в целом. Большинство штуцеров монтируются соединением сваркой,  что приводит к «ведению» корпуса после сварки, и увеличивает погрешность измерений. Уровнемер не имеется возможности вращения на для удобства демонтажа. Конструкция уровнемера, реализующего способ, что создает сложности для применения в мобильных измерительных установках. Резервуар не разборный, что делает его неремонтопригодным.  Имеются застойные «мертвые зоны», которые не учитывает уровнемер, так как находится вне резервуара, что влияет на ход замеров в целом. Конструкция уровнемера снижает оперативность и точность учета дебитов продукции скважин. Устройство имеет высокую погрешность измерений продукции скважин как с низкой обводненностью.  В сепарационной емкости, конструкция которой, хоть и значительно повышает степень разделения нефтеводогазовой смеси на фазы, вместе с тем не исключает попадание остаточного газа в измерительную линию жидкости вследствие выполнения перегородки отстойной части сепарационной емкости в виде набора уголков.
В настоящее время отсутствуют мобильные метрологические устройства, позволяющей поверять (сличать) эксплуатируемые технические средства, устройства предназначенные для замера и  учета скважинной продукции, аттестовывать технические средства согласно Государственной системе поверки средств учета углеводородного сырья, без остановки добычи.
Известные мобильные измерительные установки в своей массе имеют класс точности, аналогичный классу точности стационарных установок и не могут, служить для целей поверки, не способны выступать в качестве инструмента поверки стационарных замерных установок.
Погрешность измерений продукции скважины в известных устройствах зависит от  степени обводнённости и достигает значений не позволяющих применять известные устройства в качестве эталона 2 разряда.
Проблемой, при измерении количества газа, является наличие, в потоке газа, капельной жидкости. Полностью уловить сепаратором установки измерительной капельную жидкость не представляется возможным в связи с ограниченными размерами сепаратора, широким диапазоном дебитов скважин и невозможностью понижения давления в системе.   Наличие капельной жидкости в линии измерения газа искажает и вносит дополнительную погрешность в результат измерения количества газа расходомером газа, а так же в результат измерения количества жидкости. При измерении объёмными расходомерами, капельная жидкость в потоке не вносит больших отклонений на измерение объёма газа, но объёмный расходомер не учитывает наличие капельной жидкости в потоке массовая доля которой значительна, в связи с высокой плотностью жидкости по сравнению с плотностью газа. Таким образом невозможно вычислить либо измерить массовую долю капельной жидкости. При измерении массовыми расходомерами происходит измерение массы проходящей массы газа совместно с капельной жидкостью. Но вычислить массу капельной жидкости, отдельно от массы газа невозможно.
Цель разработки: создание средства для периодической поверки рабочих средств измерений – мобильного Эталона 2-го разряда. Разработанный эталон позволяет  производить поверку измерительных установок без остановки процесса измерений, без демонтажа средств измерения жидкости и газа.
Основным недостатком использования сепарационных установок с накопительными емкостями при проведении поверки является их инерционность, повышенная погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения, наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров [1,2].
Решением данной комплексной проблемы могло бы быть применение многофазных расходомеров безсепарационного типа либо использование комбинированных устройств, содержащих в своем составе сепараторы того или иного типов.
Сущность изобретения.
Технический результат, заключается в обеспечении возможности измерения параметров многофазного потока продукции скважины (нефтегазоводяной смеси), и  передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для поверки и определения с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу, с целью обеспечения единства измерений массового расхода.
Технический результат  достигается тем, что  мобильный эталон 2го разряда для  поверки  установок измерения скважинной продукции содержит линию подачи нефтегазоводяной смеси, горизонтально ориентированную сепарационно-измерительную емкость, вертикально ориентированный анализатор нефти, линию измерения жидкости, линию измерения газа, автоматизированную систему управления. Причем сепарационно-измерительная емкость состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости и верхней ёмкости для приема газа, оснащена гидроциклоном с завихрителем газа. Гидроциклон подключен к  линии подачи нефтегазоводяной смеси и частично погружен в емкость для приема жидкости. В сепарационно-измерительной ёмкости установлен пеногаситель, каплеуловитель,  измеритель уровня, преобразователь давления. К ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости, к  ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа. Линия измерения газа содержит систему измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Линия измерения жидкости содержит преобразователь влажности, установленный на выходе жидкости из сепарационно-измерительной ёмкости, три параллельных участка, в которые подключены измерители массового расхода жидкости,  многофазный расходомер. К линии подачи нефтегазоводяной смеси подключен преобразователь дифференциального давления и пробоотборник нефтегазоводяной смеси  связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси  в анализатор нефти. Анализатор нефти содержит поворотный корпус, установленный на опоре с возможностью фиксации вертикального положения. В корпусе анализатора расположен уровнемер с измерителем уровня раздела фаз, с преобразователями давления и температуры и датчиком гидростатического давления, чувствительные элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса анализатора. Автоматизированная  система управления, предназначенная для сбора и обработки информации, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень, включает шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем. Указанные элементы конструкции  расположены в боксе блок-контейнерного типа, размещенном на основании, разделенным, герметичной взрывозащитной перегородкой, на два помещения, блок технологический  и блока управления.
Мобильный эталон 2-го разряда для  поверки  установок измерения скважинной продукции (далее «эталон») имеет широкий диапазон рабочих условий. Точность эталона на порядок выше традиционных установок учета, дает возможность проводить аттестацию фонда замерных устройств во всех нефтяных компаниях России. Возможно вычисление соотношения количеств свободного и растворённого газа, а также количества капельной жидкости в потоке газа. Достигается снижение погрешностей измерений продукции скважин как с высокой, так и с низкой обводненностью, чем обеспечивает снижение затрат на извлечение из недр углеводородного сырья.
Изобретение поясняется графическими материалами:
Фиг.1 – комбинированная принципиальная схема эталона;
Фиг.2 – общий вид мобильного эталона в боксе (стенки бокса не показаны);
Фиг.3 – общий вид мобильного эталона на платформе  транспортного средства высокой проходимости (без стенок контейнера);
Фиг.4 – общий вид мобильного эталона на платформе  транспортного средства высокой проходимости, комбинированная схема: вид спереди, сверху, сбоку;
Фиг.5 –  эталон в контейнере (стенки не показаны), комбинированная схема: вид спереди, сверху, сбоку;
Фиг.6 – сепарационно-измерительная емкость вид сбоку и в разрезе (А-А), комбинированная схема;
Фиг.7 – анализатор  нефти, общий вид;
Фиг.8 –анализатор нефти комбинированная схема: вид спереди (Г-Г) в разрезе, сбоку (Д-Д) в разрезе, изометрия;
Цифрами на графических материалах обозначены следующие позиции:
1- линия подачи нефтегазоводяной смеси;
2-  сепарационно-измерительная емкость;
3-  анализатор нефти;
4- линия измерения жидкости;
5- входной коллектор;
6-  фильтр грубой очистки;
7- отключающая запорная арматура с ручным приводом;
8- манометр;
9- линия измерения газа;
10- ёмкость для приема жидкости;
11- ёмкость для приема газа;
12-  гидроциклон;
13- завихритель газа;
14- пеногаситель;
15- струнный каплеуловитель;
16- измеритель уровня;
17- преобразователь давления;
18- система измерения содержания капельной жидкости;
19- измеритель объемного расхода газа, системы измерения;
20- измеритель массового расхода газа, системы измерения;
21- датчик давления, системы измерения;
22- датчик температуры, системы измерения;
23- регулятор расхода, системы измерения;
24-  кран шаровый, системы измерения;
25- преобразователь влажности линии измерения жидкости;
26- измерители массового расхода жидкости;
27-   многофазный расходомер;
28- преобразователь дифференциального давления линии подачи нефтегазоводяной смеси;
29-  пробоотборник нефтегазоводяной смеси  связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси  в анализатор нефти,
30- измеритель уровня раздела фаз анализатора нефти;
31- преобразователь давления анализатора нефти;
32- преобразователь температуры анализатора нефти;
33- датчик гидростатического давления анализатора нефти;
34- автоматизированная система управления;
35- шкаф электрооборудования;
36- шкаф силовой для питания контроллера;
37-  шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем;
38- бокс блок-контейнерного типа;
39- основание бокса;
40- байпасная линия;
41-  отключающая запорная арматура с ручным приводом;
42- свеча рассеивания;
43- линия сброса газа на свечу из сепарационной емкости и из емкости анализатора нефти на свечу рассеивания 42 с клапаном (нормально закрытым);
44-  пробоотборник газа линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;
45- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;
46- линия сброса газа из емкости анализатора нефти на выход специального пружинного предохранительного клапана;
47- клапан (нормально закрытый) линии сброса газа из емкости анализатора нефти;
48- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа из емкости анализатора нефти;
49-  линия выхода жидкости с поточным объемным мультифазным преобразователем влажности;
50-  линия измерения газа с системой измерения содержания капельной жидкости;
51-  объемный преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;
52-  массовый преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;
53-  запорная арматура с ручным приводом, системы измерения содержания капельной жидкости;
54- клапан запорно-регулирующий системы измерения содержания капельной жидкости;
55-  линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25 мм;
56- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25 мм;
57- запорная арматура с ручным приводом,  линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25 мм;
58- клапан запорно-регулирующий, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25 мм;
59-  линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80 мм;
60-  массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80 мм;
61- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80 мм;
62- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80 мм;
63-  линия измерения жидкости с многофазным расходомером;
64-  запорная арматура  с ручным приводом, линии измерения жидкости с многофазным расходомером;
65- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с многофазным расходомером;
66- дренажная система с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;
67- дренажная емкость;
68- выходной коллектор с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, затвором обратным, преобразователем давления и манометром;
69- технологические трубопроводы;
70- запорная арматура для сброса воздуха (в верхних точках технологической обвязки);
71- корпус анализатора нефти;
72-  днище анализатора нефти;
73- фланец анализатора нефти;
74- опора анализатора нефти;
75-  подшипниковые узлы анализатора нефти;
76- фиксатор положения анализатора нефти;
77-  фиксатор уровнемера;
78- патрубок дифференциального давления анализатора нефти;
79- патрубок обогрева анализатора нефти;
80- уровнемер анализатора нефти;
81- термопреобразователь.
Осуществление изобретения.
Мобильный эталон 2-го разряда для поверки рабочих средств измерения скважинной продукции (далее «эталон») без остановки добычи, предназначен для передачи единицы массового расхода газо-жидкостной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу.
Эталон обеспечивает прямые измерения среднего массового расхода и массы жидкости и нефти (жидкости), прямые измерения приведенных к стандартным условиям (далее – СтУ) среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее – газа), прямые измерения влагосодержания Wм (массового) или Wo (объемного) жидкости.
Эталон обеспечивает оперативный учет дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора, осуществляемый следующими путями:
−измерения массового/объемного влагосодержания жидкой фазы;
−измерения содержания остаточного растворенного газа, используя способ изменения плотности;
−измерения содержания остаточного растворенного газа, используя способ изменения уровня нефтегазоводяной смеси в анализаторе нефти.
Эталон
содержит, линию подачи нефтегазоводяной смеси 1, горизонтально ориентированную сепарационно-измерительную емкость 2, вертикально ориентированный анализатор нефти 3, линию измерения жидкости 4, линию измерения газа 9, автоматизированную систему управления 34. Причем сепарационно-измерительная емкость 2 состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости 10 и верхней ёмкости для приема газа 11, оснащена гидроциклоном 12 с завихрителем газа 13. Гидроциклон 12 подключен к  линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 и частично погружен в емкость для приема жидкости 10. В сепарационно-измерительной ёмкости 2 установлен пеногаситель 14, каплеуловитель 15,  измеритель уровня 16, преобразователь давления 17. К ёмкости для приема жидкости 10 подключена линия измерения жидкости 4, к  ёмкости для приема газа 11 подключена линия измерения газа 9. Линия измерения газа 9 содержит систему 18 измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Линия измерения жидкости 4 содержит преобразователь влажности 25, установленный на выходе жидкости из сепарационно-измерительной ёмкости 2, три параллельных участка (55,59,63) в которые подключены измерители массового расхода жидкости 26,  многофазный расходомер 27. К линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 подключен преобразователь дифференциального давления 28 и пробоотборник 29 нефтегазоводяной смеси  связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси  в анализатор нефти 3. Анализатор нефти 3 содержит поворотный корпус 71, установленный на опоре  74 с возможностью фиксации вертикального положения. В корпусе 71 анализатора нефти 3 расположен уровнемер 80 с измерителем уровня раздела фаз 30, с преобразователями давления 31 и температуры  32 и датчиком гидростатического давления 33, чувствительные элементы (30,31,32,33) уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса 71 анализатора нефти 3. Автоматизированная  система управления 34,  включает шкаф управления 37 с контроллером в комплекте с дисплеем. Указанные элементы конструкции  расположены в боксе 38 блок-контейнерного типа, размещенном на основании 39, разделенным, герметичной взрывозащитной перегородкой, на два помещения, блок технологический (БТ)  и блока управления (БК).
Конструктивные элементы эталона, перечисленные выше,  расположены в боксе 38 блок-контейнерного типа, размещенном на основании 39, разделенным, герметичной взрывозащитной перегородкой, на два помещения, блок технологический  и блока управления.
Блок технологический  предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерений эталона.
В блоке технологическом (БТ) размещены:
линия измерения жидкости 4, линия измерения газа 9 с системой 18 измерения содержания капельной жидкости; линия подачи нефтегазоводяной смеси 1,  сепарационно-измерительная емкость 2, анализатор нефти 3, средства измерения, контрольно- измерительные приборы и автоматика,  трубопроводная арматура, запорно-регулирующая арматура, системы отопления, вентиляции,   освещения, пожарной сигнализации.
Описание элементов БТ.
Линия  подачи нефтегазоводяной смеси 1
с входным коллектором 5,  с фильтром грубой очистки 6, с пробоотборником 29, с  перемешивателем, выполненным в соответствии с ГОСТ 2517-2012 с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом и манометром.К линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 подключен преобразователь дифференциального давления 28 и пробоотборник 29 нефтегазоводяной смеси  связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси  в анализатор нефти 3;
Байпасная линия 40
с отключающей запорной арматурой 41 фланцевой с ручным приводом;
Линия сброса газа на свечу  43
из сепарационной-измерительной емкости 2 и из емкости анализатора нефти 3 на свечу рассеивания 42 42 с клапаном (нормально закрытым), с пробоотборником 44 газа и запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;
Линия сброса газа 46 из емкости
анализатора нефти на выход специального пружинного предохранительного клапана (СППК), с клапаном (нормально закрытым) и запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;
Линия измерения газа 9
содержит систему 18 измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа,  к выходу газа из емкости 11 приема газа подключены измеритель 19 объемного расхода газа, измеритель 20 массового расхода газа, выполненные в виде ульразвукового объемного расходомера газа и   кориолисового массового расходомера газа,  датчик давления 21, датчик температуры 22, регулятор расхода 23, кран шаровый 24.
В линии измерения газа 9 последовательно установлены ультразвуковой расходомер с погрешностью 0,5% и кориолисов измеритель массового расхода 20 с погрешностью 0,1%. Наличие данных объемного и массового расхода на основании известной плотности газа позволяет учесть количество капельной жидкости в потоке. Для расчета плотности газа потребуется учесть компонентный состав газа.
Принцип устройства системы 18 измерения содержания капельной жидкости  заключается
в последовательной установке расходомеров объёмного типа 19,51 и массового типа 20,52. Вычисление массы капельной жидкости производится по заданному алгоритму (формулам) по результату измерения объёмным расходомером объёма газа, массовым расходомером массы газа и плотности смеси газа и капельной жидкости и лабораторным значением плотности попутного газа. После вычисления производится вычитание объёма капельной жидкости из объёма газа и прибавление массы капельной жидкости к массе измеренной жидкости. Измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа осуществляется с применением результатов измерений массы и объема отсепарированного попутного газа.
Линия измерения жидкости 4
содержит преобразователь влажности 25 установленный на выходе жидкости из сепарационной ёмкости 10, три параллельных участка (55,59,63), в которые подключены измерители массового расхода жидкости 26,  многофазный расходомер 27. Линия измерения жидкости выполнена с поточным объемным мультифазным преобразователем влажности 25.
Линия измерения  жидкости 4 содержит измерители 26 массового расхода жидкости. Для измерения количества жидкости измерительная  линия состоит из двух параллельных участков разного сечения (трубопроводов 25 мм и 80 мм), предназначенных для различных расходов. В каждом из двух параллельных участков линия измерения  жидкости установлен кориолисов измеритель массового расхода 26 с погрешностью 0,1%.  Для повышения точности измерения в измерительную  линию жидкости предусмотрена установка дополнительного расходомера.  Предельно допустимое содержание газа в потоке при этом не должно превышать 5%.
Линия измерения жидкости 4 содержит трубопровод 55 диаметром 25 мм с массовым преобразователем расхода, запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, клапаном запорно-регулирующим;
Линия измерения жидкости 4 содержит трубопровод 59 диаметром 80 мм с массовым преобразователем расхода, запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, клапаном запорно-регулирующим;
Линия измерения жидкости 4 содержит трубопровод  63 с многофазным 27 расходомером, с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, клапаном запорно-регулирующим.
Также в БТ размещены технологические трубопроводы 69, запорная арматура 70 для сброса воздуха (в верхних точках технологической обвязки), клапан предохранительный 47, свеча рассеивания 42. Дренажная система 66 с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом включает дренажную емкость 67. Выходной коллектор 68 выполнен с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, затвором обратным, преобразователем давления и манометром.
Сепарационно-измерительная емкость
2 служит для отделения попутного газа от жидкости, двухступенчатой комбинированной сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и может быть использована в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием и позволяет повысить интенсивность выделения газа из нефтегазоводяной смеси.
Сепарационно-измерительная емкость 2
состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости 10 для приема жидкости  (вторая ступень сепарации), и верхней ёмкости 11 для приема газа, содержит гидроциклон 12 с завихрителем газа 13, предназначенный для отделения газа от жидкости (первая ступень сепарации), гидроциклон 12 подключен к  линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 и частично погружен в емкость 10 для приема жидкости. В ёмкостях установлены пеногасители 14, выполненные в виде пакета массообменных насадок. Емкость 11 для приема газа содержит струнный каплеуловитель 15. Емкость 10 для приема жидкости оснащена  измерителем уровня 16 и преобразователем давления 17. К ёмкости 10 для приема жидкости подключена линия измерения жидкости 4, к  ёмкости 11 для приема газа подключена линия измерения газа 9.
Емкость 11  приема газа содержит два блока каплеуловителей выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта.
Емкость 10 приема жидкости содержит блок газоотделения в виде колец Палля.
Сепарационно-измерительная емкость 2 включает входной трубопровод, корпус сепарационной емкости  с входным устройством, выполненным в виде гидроциклона 12, каплеуловителем 15 и пеногасителями 14, выполненным в виде пакета массообменных насадок,  колец Палля, расположенных по направлению движения разделяемой смеси. Пеногасители  14 установлены в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки, размещенной в корпусе. Массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля. Каплеуловитель 15 выполнен струнным.
Гидроциклон 12  частично погружен в нижнюю емкость 10 приема жидкости. Это позволяет уменьшить габариты емкости и всей установки, улучшая условия для транспортировки и повышая мобильность.
В процессе сепарации   многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон 12 цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях, это первая ступень сепарации.
Так как в гидроциклоне может наблюдаться вторичный захват газа жидкостью, а также обратный процесс вторичного уноса капельной влаги потоком газа. Для повышения качества сепарации, использована вторая ступень выполненная в виде сообщающихся между собой сепарационных емкостей: верхней 11 емкости газа и нижней емкости 10  жидкости. Выход газа с гидроциколна 12 выполнен в виде завихрителя газа 13.
Сепарационно-измерительная емкость 2 горизонтально ориентирована.
Выполнение пеногасителя 14 в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости в сепарационной емкости, позволяет значительно увеличить площадь поверхности массоотдачи, что способствует улучшению выделения газа из жидкости. Наличие вертикальной перегородки позволяет, во-первых, закрепить пакет массообменных насадок в корпусе сепаратора и ориентировать их по потоку нефтеводогазовой смеси, а, во-вторых, обеспечивает прохождение всей разделяемой смеси через массообменные насадки, что также способствует повышению степени разделения смеси на газовую и жидкостную составляющие.
Выполнение массообменных насадок пеногасителя сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.
Применение завихрителя газа 13, а также выполнение каплеуловителя 15 струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.
Анализатор нефти
о
3 (устройство для анализа состава скважинной жидкости) предназначен для определения доли воды в потоке скважинной жидкости (нефтегазоводянной смеси), а также определения плотности воды и нефти.  Анализатор нефти 3 работает на гидростатическом принципе.  Анализатор нефти 3 выполнен с измерителем уровня раздела фаз 30, с преобразователями давления 31 и температуры 32 и датчиком 33 гидростатического давления. Анализатор нефти 3 представляет собой вертикальный сосуд, в который отбирается проба жидкости из скважины. Анализатор нефти 3, состоит из корпуса 71, днища 72, фланца 73 , опоры 74, подшипниковых узлов 75, фиксатора положения 76, фиксатора уровнемера 77, патрубка 78 дифференциального давления, патрубка 79 обогрева, уровнемера 80, термопреобразователя 81.Анализатор нефти 3 оснащен чувствительными элементами: датчиками давления 31, температуры 32, и измерителями уровня 30. Процесс измерения в анализаторе происходит после расслоения пробы на отдельные фазы: газ, нефть и воду. Для ускорения процесса расслоения фаз анализатор оснащен  нагревателем (температура нагрева до 35С) и насосом-дозатором для введения деэмульгатора. Для анализатора нефти применен способ, позволяющий определять содержание растворенного газа в нефти. В основе способа основе лежит последовательное приведение пробы в анализаторе к нормальным условиям.
Применение анализатора нефти 3 в составе мобильного эталона 2-го разряда повышает оперативность и точность учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.
Анализатор нефти 3 позволяет  уменьшить габариты эталона, так как чувствительные элементы уровнемера и вспомогательные конструкции размещены внутри емкости анализатора. Анализатор компактный и может быть размещен в устройстве в блоках с ограниченными габаритными размерами, обеспечивая уменьшение общих габаритов и повышая  мобильность устройства.
Особенности  конструкции анализатора нефти заключаются в следующем: чувствительные элементы уровнемера 80 и вспомогательные конструкции (фиксатор уровнемера, патрубок дифференциального давления, патрубок обогрева, термокарман и чувствительный элемент термопреобразователя) расположены внутри поворотного корпуса 71. Чувствительные элементы уровнемера 80  расположены внутри корпуса 71, а наконечник чувствительных элементов уровнемера  погружен в фиксатор уровнемера, тем самым обеспечивая отсутствие «мертвых» зон.
Работа датчика дифференциального давления обеспечена благодаря наличию двух резьбовых штуцеров, расположенных на торцевой поверхности фланца 73. Первый штуцер замеряет давление в верхней точке, а второй штуцер – в нижней, и представляет собой конструкцию из  патрубка дифференциального давления 78, одним концом приваренного к фланцу 73, со специально предусмотренным отверстием, а вторым концом расположен в нижней части корпуса 71, а именно немного не доходя до фиксатора 77 уровнемера. Помимо двух резьбовых штуцеров датчика дифференциального давления, фланец 73  имеет еще три резьбовых штуцера: два из которых предназначены для входа/выхода газа, а третий для продувки.
Корпус 71 анализатора нефти 3 выполнен из толстостенной трубы повышенной точности из нержавеющей стали с тремя приварными штуцерами, два из которых – расположены в нижней и верхней частях корпуса, предназначенных для входа измеряемой газожидкостной среды (в работе используется только один штуцер входа, а второй – глушится). Третий штуцер – штуцер терморегулятора. Однако большинство штуцеров монтируются муфтовым соединением, что исключает «ведение» корпуса после сварки, что способствует корректному результату замеров.
Для нагрева жидкости предусмотрен патрубок обогрева 79 , который огибает всю высоту корпуса 71. Оба конца патрубка 79 приварены к днищу 72, в котором предусмотрены отверстия для входа/выхода теплоносителя.
Для обеспечения удобства демонтажа уровнемера 80 в конструкции анализатора предусмотрена возможность вращения корпуса 71, которое обеспечивают подшипниковые узлы 75, закрепленные болтовым соединением на опоре 74.  Обеспечивается возможность вращения корпуса 71 анализатора на 160° с закрепленными между собой: днищем 72, фланцем 73, фиксатором 77 уровнемера, патрубком 78 дифференциального давления, патрубком  79 обогрева, уровнемером 80, термопреобразователем 81. Для фиксации/расфиксации корпуса 71 в вертикальном положении предназначен фиксатор 76 положения. Для этого на днище 72  расположен шток, который заходит в фиксатор 76 положения, далее путем перемещения ручки подвижной части фиксатора положения, шток ограничивается в движении, в результате чего корпус 71  фиксируется в вертикальном положении.
Блок управления (БК) предназначен  для укрытия и размещения автоматизированной системы управления управляющей работой устройств эталона, автоматизированного рабочего места оператора (АРМ) и системы электроснабжения.
В блоке управления (БК) размещены:
автоматизированная система управления 34, шкаф управления 37 с контроллером в комплекте с дисплеем, шкаф электрооборудования 35, шкаф силовой 36 для питания контроллера, система отопления, освещения, вентиляции, пожарной сигнализации,  автоматизированное рабочее место оператора.
Автоматизированная система управления 34
состоит из шкафа электрооборудования 35 и шкафа управления 37 с контроллером в комплекте с дисплеем ЖКИ, предназначена для сбора и обработки информации, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень, автоматизированная система управления 34 позволяет сводить данные различных измерений, полученных от измерительных приборов эталона описанных выше,  и систематизировать результаты, анализировать и производить расчеты по заложенным алгоритмам и формулам, для обеспечения максимальной точности и снижения погрешности измерений.
БК содержит  шкаф силовой для питания контроллера, системы освещения, вентиляции,  отопления с терморегулированием, пожарной сигнализации,  верстак слесарный,  спальное место, средства измерения для управления системой регулирования рабочего уровня в ЕСИ, автоматизированное рабочее место оператора, клеммные колодки.
Описание работы.
Областью применения эталона  являются предприятия нефтяной и газовой промышленности в части проведения испытаний, калибровки и поверки измерительной установки, а также в части осуществления учета, в процессе добычи нефти, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, а также объема и объемного расхода свободного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси приведенного к стандартным условиям.
Эталон  предназначен для передачи единицы массового расхода нефтегазоводяной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу при экспериментальных исследованиях, а также для проведения аттестации методик измерений.
Эталон обеспечивает выполнение измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси.
Гидростатический метод измерений (режим эталона).
В начальном состоянии нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости (Фс), поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 2 (ЕС). Газоводонефтяная смесь проходи пеногаситель 14, выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4.
В момент начала измерения происходит закрытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3), открытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), фиксируется показания датчика дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), фиксируют время начала измерения. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно-измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси поступает и накапливается в нижней ёмкости 10. Уровень жидкости контролируется измерителем уровня 16 (LIT2). По достижении жидкостью заданного уровня фиксируют показания преобразователя дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), а также времени окончания замера. Далее происходит открытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3)  и закрытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), вследствие чего происходит вытеснение жидкости из емкости жидкости 10 газовой фазой. По истечении заданного времени (время гидродинамической стабилизации потока) цикл измерений повторяется.
Измерения с применением массовых расходомеров (режим эталона).
Перед налом измерения выбирается применяемый массовый расходомер 27 (FQT2) или 56 (FQT5) (в зависимости от расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси).
В начальном состоянии регулирующие задвижки 62 (ЗРК1) или  58 (ЗРК3) и 54 (ЗРК2)  частично открыты. Нефтегазоводяная смесь поступает в мобильный эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12 аппарат, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационно измерительной  емкости 2 в линию измерения  жидкости 4 4. В сепарационно-измерительной емкости 2 всегда поддерживается заданный уровень жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, который контролируется уровнемером 16 (LIT2). При снижении уровня жидкости ниже заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5) частично открывается, а регулирующая задвижка 54 (ЗРК2) частично закрывается до момента стабилизации уровня жидкости в ёмкости 10 в заданном диапазоне. При увеличении уровня жидкости выше заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или  58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5)) частично закрывается, а регулирующая задвижка ЗРК2 частично открывается до момента стабилизации уровня жидкости в сепарационно ёмкости в заданном диапазоне. По достижении стабилизации уровня жидкости в емкости 10 приступают к проведению измерений. Фиксируется массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, накопленная масса (массовый расходомер 60 (FQT2) или 59 (FQT5)), время измерений.
Измерения с применением мультифазного расходомера (режим ИУ).
Нефтегазоводяная смесь, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в многофазный расходомер 27 (FQT1). С применение многофазного расходомер 27 (FQT1) выполняются измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, объема, и объемного расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, времени измерений.
Методы измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, применяемые в Эталоне.
Измерения с применением преобразователя влажности (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения  газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения  жидкости 4. В линии измерения жидкости проводятся измерения объемного влагосодержания жидкой фазы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователя влажности 25 (АТ1). Данные измеренные значения используется для вычисления в автоматизированной системе управления 34  АСУ массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды.
Измерения с применением анализатора нефти (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, в дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 (ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента заполнения емкости анализатора нефти 3 (ЕА). Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 (ЕА) контролируется уровнемером 30 (LIT1). Далее, путем открытия клапан (Н32) линии сброса газа 46  осуществляют сброс попутного нефтяного газа содержащегося в нефтегазоводяной смеси на свечу рассеивания 42. После сброса попутного нефтяного газа, активируется система электрического нагрева емкости анализатора нефти 3, и осуществляется термический процесс разделения водонефтяной эмульсии на составляющие компоненты – пластовую воду и нефть. Данный процесс контролируется измерителем уровня раздела фаз 30 (LIT1). По достижении стабильной границы раздела фаз, путем открытия клапана НЗ3 в емкость анализатора нефти начинает поступать отсепарированный попутный нефтяной газ из емкости сепарационной. Далее осуществляется открытие клапана НЗ4, и попутный нефтяной газа поступающий в емкость анализатора нефти 3 вытесняет находящуюся в ней жидкость в выходной коллектор 68. В процессе опорожнения емкости анализатора нефти 3 контролируется уровень жидкости уровнемером 80 , уровень раздела фаз измерителем уровня раздела фаз 30 (LIT1), перепад давления в каждую единицу времени преобразователем дифференциального давления 28 (PDIT1), температура жидкости измерительным преобразователем температуры 32 (TIT1). По результатам данных измерений вычисляют массовое влагосодержание жидкой фазы нефтегазоводяной смеси. Данное значение используется для вычисления в автоматизированной системе управления 34  массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды.
Измерения с применением мультифазного расходомера (режим ИУ).
Нефтегазоводяная смесь, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в многофазный расходомер 27 (FQT1). С применение многофазного расходомер 27 (FQT1) выполняются измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, объема, и объемного расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, времени измерений.
Измерение объема и объемного расхода нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси.
Измерения с применением массового расходомера (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения  жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения  газа 9, где осуществляется измерения массы и массового расхода попутного нефтяного газа с применением массового расходомера 20 (FQT3). Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.
Измерения с применением объемного расходомера (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения  жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения  газа 9, где осуществляется измерения объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя  температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.
Измерения с применением мультифазного расходомера (режим ИУ).
Нефтегазоводяная смесь, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в многофазный расходомер 27 (FQT1). С применение многофазного расходомер 27 (FQT1) выполняются измерения объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, времени измерений.
Измерения с применением анализатора нефти, используя метод изменения плотности нефтегазоводяной смеси (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, вы дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 ( ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента заполнения емкости анализатора нефти 3 ( ЕА). Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 ( ЕА) контролируется уровнемером 30 ( LIT1). Далее, путем открытия клапана Н32 осуществляют сброс попутного нефтяного газа содержащегося в нефтегазоводяной смеси на свечу рассеивания 42. В процессе сброса газа в каждую единицу времени фиксируют результаты измерений преобразователя дифференциального давления 28 (PDIT1), уровнемера LIT1, преобразователя температуры 32 (TIT1). В момент времени, когда показания преобразователя дифференциального давления 28 (PDIT1) перестанут изменяться, измерения заканчивают. Данные результаты измерений является исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  содержания растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, на основе которого в свою очередь рассчитывается объем и объемный расход попутного нефтяного газа.
Измерения с применением анализатора нефти, используя метод изменения уровня нефтегазоводяной смеси в анализаторе нефти (режим эталона).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, в дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 (ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента уравновешивания избыточного давления в анализаторе нефти ЕА и в сепарационной емкости. Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 ( ЕА) контролируется уровнемером 30 ( LIT1). Далее, путем открытия клапана Н32 осуществляют сброс попутного нефтяного газа содержащегося в нефтегазоводяной смеси на свечу рассеивания 42. В процессе сброса газа в каждую единицу времени фиксируют результаты измерений уровнемера LIT1, преобразователя температуры 32 (TIT1). В момент времени, когда показания преобразователя уровнемера LIT1 перестанут изменяться, измерения заканчивают. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  содержания растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, на основе которого в свою очередь рассчитывается объем и объемный расход попутного нефтяного газа.
Измерения массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения  жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения  газа 9, где осуществляются измерения объема,  объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.
Таким образом, эталон обеспечивает:
- прямые измерения среднего массового расхода и массы жидкости и нефти (далее – жидкости);
- прямые измерения приведенных к стандартным условиям) среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее – газа);
- прямые измерения влагосодержания, массового или объемного, жидкости.
Эталон обеспечивает  выполнение следующих функций:
− работу в автоматическом режиме;
− измерение (вычисление) массового расхода жидкостной смеси;
− измерения (вычисление) массы и массового расхода нефти без учета воды в составе газожидкостной смеси;
− измерение (вычисление) объемного содержания газа в газожидкостной смеси;
− измерения с требуемой точностью температуры и давления газа в точке измерения его объемного расхода;
− измерения объема и объемного расхода газа;
Использование анализатора состава продукции скважины в Устройстве обеспечивает:
1) измерения объема и объемного расхода растворенного газа;
2) вычисления объема и объемного расхода газа;
3) вычисление плотности газа в р.у. по составу газа (косвенный метод);
4) измерения (вычисления) объёмной и массовой доли воды в жидкостной смеси;
5) температуры нагрева жидкостной смеси в емкости анализатора;
− поддержание рабочего уровня жидкостной смеси в сепарационной емкости;
− регулирование температуры нагрева жидкостной смеси в емкости анализатора;
− ручное и дистанционное управление освещением, обогревателями, электроприводами клапанов;
− передачу измеряемых и расчетных параметров на автоматизированную систему управления (далее – АСУ);
− ввод первичных данных (констант) для расчетов и измерений (параметры эталона, параметры продукции нефтяных скважин);
− измерение длительности временных интервалов, в течение которых выполнялись измерения;
− сигнализация об окончании срока поверки средств измерения (далее – СИ), входящих в состав эталона;
− вычисление, отображение на дисплее АСУ, запоминание и архивирование в энергонезависимой памяти (ЭНП) АСУ сроком не менее   3-х месяцев, выдачу на портативный персональный компьютер, в информационные системы верхнего уровня  или передача в режиме «onlinе» по сети интернет, по  запросу оператора, следующей измерительной информации (далее по тексту – ИИ) по каждому измерению:
1) время и дата каждого из измерений с указанием выбранного метода измерения согласно ТУ 28.99.39-092-00137182-2019;
2) значения масс и массовых расходов сырой нефти, нефти, объемов и средних объемных расходов газа приведенного к ст. у.;
3) исходные первичные данные (константы) для расчетов и измерений;
4) аварийные сигналы:
− выход давления за предельные значения;
− предельная загазованность в БТ;
− отказ в исполнении команд на переключение запорно-регулирующей арматуры с электроприводом;
− отказ любого из датчиков с токовыми выходными сигналами;
− выход температуры рабочей среды за пределы заданного диапазона измерений;
− выход температуры в помещениях БТ и БК за пределы заданного диапазона;
− сообщения об ошибках;
− сбой в подаче электропитания эталона.
− автоматизированное управление:
1) системой отопления БТ и БК;
2) включением вентилятора при достижении объемной концентрации 10 % от нижнего предела воспламенения (далее по тексту – НКПВ);
3) отключением всех токоприемников в БТ и включением местной световой звуковой сигнализации при достижении 50 % - НКПВ;
4) отключением всех токоприемников БТ, БК при возникновении пожара.
− сигнализация положения запорно-регулирующей арматуры с электроприводом;
− печать отчетных документов, журналов событий;
− привилегированный доступ при помощи паролей по уровням управления и работы с программой;
− смена уровня доступа;
− отображение на АРМ оператора одновременно несколько графиков измеряемых величин (трендов);
− подачу управляющих сигналов на элементы управления рабочих СИ.
В процессе сепарации   многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях.
Описание принципа измерения в линии газа 9: Нефтегазоводяная смесь поступает в эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения  жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения  газа 9, где осуществляется измерения объема,  объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.
Массовое содержание капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле.
Газовая фаза после гидроциклона 12 попадает в верхнюю сепарационно-измерительную емкость 2, где последовательно проходит два блока каплеуловителей 15 в виде колец Палля и струнных сеток.  Оба блока каплеуловителей обладают развитой поверхностью контакта, на которой и происходит осаждение капель. Отделенная влага стекает в нижнюю сепарационно-измерительную емкость жидкости, а осушенный газ попадает в измерительную линию. Отделенная в гидроциклоне водонефтяная смесь попадает в нижнюю сепарационно-измерительную емкость, в которой продолжается процесс освобождения жидкости от остатков свободного газа. Для улучшения скорости и качества сепарации в нижней емкости установлен блок газоотделения в виде колец Палля. Дополнительным фактором, способствующим отделению свободного газа выступает падение скорости потока жидкости в емкости. Вследствие этого время ее пребывания в емкости увеличивается, что дает возможность газу выйти на поверхность и покинуть жидкость до момента выхода из емкости. Выделившийся газ отводится в верхнюю сепарационно-измерительную емкость.
После блока сепарации газ и жидкость поступают в измерительные линии, оснащенные системой измерительных устройств. В линии измерения количества газа последовательно установлены ультразвуковой расходомер с погрешностью 0,5% и кориолисов измеритель массового расхода с погрешностью 0,1%. Наличие данных объемного и массового расхода на основании известной плотности газа позволяет учесть количество капельной жидкости в потоке. Для расчета плотности газа потребуется учесть компонентный состав газа.
Линия измерения жидкости 9 состоит из двух параллельных участков разного сечения, предназначенных для различных расходов. В каждой линии установлен кориолисов измеритель массового расхода с погрешностью 0,1%. Для повышения точности измерения предусмотрена установка дополнительного расходомера.  Предельно допустимое содержание газа в потоке при этом не должно превышать 5%.
Определение доли воды в потоке жидкости, а также плотности воды и нефти производится анализатором нефти 3 (далее анализатор), работающим на гидростатическом принципе.
Сущность измерения с применением анализатора состава скважинной жидкости заключается в следующем - дискретные косвенные измерения производятся в динамическом режиме, путем отбора представительных проб из потока нефтегазоводяной смеси пробоотборником в емкость анализатора нефти, дальнейшим термическим разделением водонефтяной смеси на составные компоненты (воду и нефть), опорожнении (или сбросе попутного нефтяного газа на свечу, в зависимости от применяемого метода) емкости анализатора нефти и измерений с применением преобразователя дифференциального давления, уровнемера и измерительного преобразователя температуры.
Измерение методом массового/объемного влагосодержания жидкой фазы осуществляется следующим образом: нефтегазоводяная смесь поступает, проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, в дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 (ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента заполнения емкости анализатора нефти 3 (ЕА). Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 (ЕА) контролируется уровнемером LIT. Далее, путем открытия клапана Н31 осуществляется сброс попутного нефтяного газа, содержащегося в нефтегазоводяной смеси на свечу рассеивания 42. После сброса попутного нефтяного газа, активируется система электрического нагрева емкости анализатора нефти, и осуществляется термический процесс разделения водонефтяной эмульсии на составляющие компоненты – пластовую воду и нефть. Данный процесс контролируется измерителем уровня раздела фаз 30 (LIT). По достижении стабильной границы раздела фаз, путем открытия клапана НЗ2 в емкость анализатора нефти начинает поступать отсепарированный попутный нефтяной газ из емкости сепарационной ЕС. Далее осуществляется открытие клапана НЗ3, и попутный нефтяной газ, поступающий в емкость анализатора нефти, вытесняет находящуюся в ней жидкость в выходной коллектор 68. В процессе опорожнения емкости анализатора нефти контролируется уровень жидкости уровнемером 71, уровень раздела фаз измерителем уровня раздела фаз 30 (LIT), перепад давления в каждую единицу времени преобразователем дифференциального давления PDIT, температура жидкости измерительным преобразователем температуры TIT. По результатам данных измерений вычисляют массовое влагосодержание жидкой фазы нефтегазоводяной смеси. Данное значение используется для вычисления в автоматизированной системе управления 34  массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды.
Измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения плотности, осуществляется следующим образом: нефтегазоводяная смесь поступает, проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, в дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 ( ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента заполнения емкости анализатора нефти 3 ( ЕА). Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 ( ЕА) контролируется уровнемером LIT. Далее, путем открытия клапана Н31 осуществляют сброс попутного нефтяного газа, содержащегося в нефтегазоводяной смеси, на свечу рассеивания 42. В процессе сброса газа в каждую единицу времени фиксируют результаты измерений преобразователя дифференциального давления PDIT, уровнемера LIT, преобразователя температуры TIT. В момент времени, когда показания преобразователя дифференциального давления PDIT перестанут изменяться, измерения заканчивают. Данные результаты измерений является исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  содержания растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, на основе которого в свою очередь рассчитывается объем и объемный расход попутного нефтяного газа.
Измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения уровня нефтегазоводяной смеси в анализаторе нефти, осуществляется следующим образом: нефтегазоводяная смесь поступает, проходя пробоотборник 25 (П), в котором осуществляется отбор проб нефтегазоводяной смеси, в дальнейшем поступающих в емкость анализатора нефти 3 ( ЕА). Отбор проб нефтегазоводяной смеси осуществляется до момента уравновешивания избыточного давления в анализаторе нефти ЕА и в сепарационной емкости ЕС. Уровень жидкости в емкости анализатора нефти 3 ( ЕА) контролируется уровнемером LIT. Далее, путем открытия клапана Н31 осуществляют сброс попутного нефтяного газа, содержащегося в нефтегазоводяной смеси на свечу рассеивания 42. В процессе сброса газа в каждую единицу времени фиксируют результаты измерений уровнемера LIT, преобразователя температуры TIT. В момент времени, когда показания преобразователя уровнемера LIT перестанут изменяться, измерения заканчивают. Данные результаты измерений является исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34  содержания растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, на основе которого в свою очередь рассчитывается объем и объемный расход попутного нефтяного газа.
Таким образом, анализатор нефти 3 эталона стал более универсальным, благодаря компактности, достигнутой в результате размещения уровнемера 71 и вспомогательных конструкций внутри емкости анализатора. А также благодаря разборному корпусу, что дает возможность облегчить конструкцию и исключает специальное оборудование для демонтажа, а подшипниковые узлы, обеспечивающие вращение корпуса, в свою очередь исключают зависимость демонтажа уровнемера от высоты потолка здания.
Сущность измерения с применением анализатора нефти заключается в следующем - дискретные косвенные измерения производятся в динамическом режиме, путем отбора представительных проб из потока нефтегазоводяной смеси пробоотборником в емкость анализатора нефти, дальнейшим термическим разделением водонефтяной смеси на составные компоненты (воду и нефть), опорожнении (или сбросе попутного нефтяного газа на свечу, в зависимости от применяемого метода) емкости анализатора нефти и измерений с применением преобразователя дифференциального давления, уровнемера и измерительного преобразователя температуры.
Измерения с применением анализатора нефти осуществляются следующими методами:
• измерение массового/объемного влагосодержания жидкой фазы;
• измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения плотности;
• измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения уровня нефтегазоводяной смеси в анализаторе нефти.
Метод измерения массового/объемного влагосодержания жидкой фазы.
Дискретные косвенные измерения производятся в динамическом режиме, путем отбора представительных проб из потока нефтегазоводяной смеси пробоотборником  в емкость анализатора нефти, дальнейшим термическим разделением водонефтяной смеси на составные компоненты (воду и нефть), опорожнении емкости анализатора нефти и измерений с применением преобразователя дифференциального давления, уровнемера и измерительного преобразователя температуры.
Измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения плотности
Дискретные косвенные измерения производятся в динамическом режиме, путем отбора представительных проб из потока нефтегазоводяной смеси пробоотборником в емкость анализатора нефти, дальнейшем сбросе попутного нефтяного газа на свечу рассеивания 42 и фиксации изменений плотности нефтегазоводяной смеси путем измерений дифференциального давления преобразователем в калиброванном объеме анализатора нефти и уровня нефтегазоводяной смеси измерителем уровня.
Измерение содержания остаточного растворенного газа, используя метод изменения уровня нефтегазоводяной смеси в анализаторе нефти
Дискретные косвенные измерения производятся в динамическом режиме, путем отбора представительных проб из потока нефтегазоводяной смеси пробоотборником в емкость анализатора нефти, дальнейшем сбросе попутного нефтяного газа на свечу рассеивания 42 и фиксации изменений уровня нефтегазоводяной смеси измерителем уровня.
Мобильный эталон 2-го разряда для  поверки  установок измерения скважинной продукции (эталон) осуществлен с применением  динамической схемы измерения с многоступенчатой частичной сепарацией входного многофазного потока на жидкость и газ. Качество сепарации многофазного потока на жидкость и газ напрямую влияет на точность измерения расхода фаз. Реализуемый в устройстве процесс сепарации состоит из первичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ в гидроциклоне и вторичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ с использованием сепарационных емкостей. Для повышения качества сепарации в сепарационных  емкостях установлены каплеуловительные устройства на основе колец Палля и струнных решеток. Проблема определения доли воды в жидкой фазе решена путем использования анализатора состава смеси гидростатического типа. Анализатор дополнительно позволяет определить долю растворенного в нефти газа. Определение плотности свободного газа основано на расчете с использованием лабораторных данных о компонентном составе газа.
Повышение точности установки достигалось следующими путями:
- Использование многоступенчатой сепарации многофазного потока на жидкость и газ;
- Применение расходомеров жидкости сохраняющих требуемую точность измерений при наличии некоторого количества свободного газа;
- Применение дублирующего расходомера в измерительной линии жидкости для контроля метрологических характеристик;
- Применение двух расходомеров разного типа (кориолисов и ультразвуковой) в измерительной линии газа;
- Использование измерительного устройства для определения качества сепарации жидкости от газа и газа от жидкости;
- Расчет количества остаточного свободного и растворённого газа в сепарированной жидкости;
- Вычисление количества капельной жидкости в потоке газа;
Сепарационно-измерительная емкость. Скважинная жидкость поступает по входному трубопроводу в гидроциклон  емкости сепарационной, где происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Затем отделенная сырая нефть попадает в корпус сепарационной емкости, где расположен пеногаситель, установленный по направлению движения жидкости, а отделившийся газ направляется через струнные каплеуловители в линию газа. Массообменные насадки пеногасителя  обладают большой удельной поверхностью контакта фаз и обеспечивают таким образом большую пропускную способность, снижение гидравлического сопротивления и интенсификацию процесса разделения газожидкостной смеси.
В свою очередь газ в отделившийся на гидроциклоне поступает через завихритель, где, закручиваясь под воздействием центробежной силы часть капельной жидкости оседает на стенках входного штуцера и стекает в основную полость газового сепаратора через специально предназначенный для этого паз, далее газ проходит через коалесцер представляющий из себя две перегородки из перфорированного нержавеющего листа. Промежуток между листами заполнен кольцами Палля (объём 0,1 м3). Для очистки коалесцера от возможного запарафинивания предусмотрен трубопровод пропарки.
В выходной части сепаратора предусмотрен пакет, состоящий из четырех струнных каплеуловителей КС 430. В пакете струнных каплеуловителей происходит окончательная очистка газа от капельной жидкости.
Сепарационно-измерительная емкость 2 эталона обеспечивает качественное разделение потока на газовую и жидкостную фазы, позволяет уменьшить затраты на дальнейшую подготовку нефти за счет сокращения числа ступеней сепарации, повысить качество товарной нефти. Сепарационно-измерительная емкость также позволяет повысить точность замера расхода нефти за счет исключения попадания газа в измерительные устройства для жидкостей и капель жидкости в газовые расходомеры.
Мобильный эталон 2-го разряда для  поверки  установок измерения скважинной продукции, реализован заявителями с применением промышленно  выпускаемых устройств и материалов,   обеспечивает возможность передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для поверки и определения с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу, с целью обеспечения единства измерений массового расхода.