АНАЛИЗАТОР НЕФТИ
OIL ANALYZER

Область техники.
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым в нефтедобыче для измерения плотностей воды и нефти в составе продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.
Уровень техники.
Известно устройство, реализующее способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин (источник [1]: патент на изобретение RU 2299322). Устройство содержит блок сепарации, для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, и  двухуровневый уровнемер, предназначенный для анализа состава продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Уровнемер, содержит резервуар, систему подогрева содержимого резервуара, дозатор реагентов для подачи реагентов  в резервуар,  фланцы    уровнемера, датчик перепада давления  в резервуаре уровнемера, датчик температуры резервуара уровнемера, систему излучатель-приемник  уровнемера, запорный клапан с электроприводом.
Недостатками этого устройства [1] являются наличие зависимости от измерений от химреагента, многоступенчатость и необходимость контролируемого полноценного расслоения продукции скважины на нефть и воду. Конструкция устройства, не пригодна для  применения в мобильных измерительных установках. Резервуар уровнемера 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.
Известно устройство  реализующее способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин (источник [2]: 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 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.
Определение обводненности жидкости в составе продукции нефтяных и газоконденсатных скважин заключающемся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление. Затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения, накапливают 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 этого устройства [2] являются наличие зависимости от химреагента, а конструкцию устройства, проблематично применять в мобильных измерительных установках. Уровнемер [1;2], предназначенный для анализа состава жидкости скважины, проблематично применяемость в мобильных измерительных установках для поверки рабочих средств измерений. Чувствительные элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены снаружи, имеются застойные «мертвые зоны», которые не учитывает уровнемер, что влияет на ход замеров в целом на точность измерений. Большинство штуцеров монтируются соединением сваркой,  что приводит к «ведению» корпуса после сварки, и увеличивает погрешность измерений. Уровнемер не имеет возможности вращения. Резервуар не разборный, что делает его неремонтопригодным.  Конструкция уровнемера снижает оперативность и точность учета дебитов продукции скважин. Устройство имеет высокую погрешность измерений продукции скважин как с низкой обводненностью.
Цель разработки: создание анализатора нефти пригодного для использования в мобильных установках предназначенных для поверки рабочих средств измерений  дебита скважинной продукции с  увеличением точности измерений продукции скважин как с высокой, так и с низкой обводненностью.
Сущность изобретения.
Технический результат, заключается в  обеспечении возможности измерения параметров продукции скважины (нефтегазоводяной смеси),  плотностей воды и нефти в составе продукции скважин, определения доли воды в потоке скважинной жидкости.    Причем анализатора нефти пригоден для использования в мобильных установках предназначенных для поверки рабочих средств измерений  дебита скважинной продукции с  увеличением точности измерений продукции скважин как с высокой, так и с низкой обводненностью.   Анализатор нефти позволяет  уменьшить габариты установки в которой он применяется, и обеспечивает отсутствие «мертвых» зон.
Технический результат  достигается тем, что  анализатор нефти содержит измеритель уровня раздела фаз уровнемера установленный в корпусе, поворотный корпус, выполненный из трубы, содержащий днище и фланец, корпус установлен на опоре посредством  подшипниковых узлов, предназначенных для обеспечения подвижного соединения корпуса с опорой, фиксатор положения корпуса связанный с опорой, фиксатор уровнемера закреплённый в днище, преобразователи давления, преобразователь температуры,  датчик гидростатического давления с патрубком дифференциального давления, патрубок обогрева соединенный с  системой электрического нагрева теплоносителя, корпус установлен на опоре с возможностью фиксации вертикального положения, в корпусе расположен уровнемер,  оснащенный  преобразователем давления и преобразователем температуры и датчиком гидростатического давления, чувствительные элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса,  причем наконечники чувствительных элементов уровнемера  погружены в фиксатор уровнемера, на поверхности фланца расположены два резьбовых штуцера, один штуцер предназначен для замера  давления в верхней точке, а второй штуцер для замера  давления  в нижней точке, патрубок дифференциального давления, одним концом приварен к фланцу, оснащенным отверстием, а вторым концом расположен в нижней части корпуса, на удалении от фиксатора  уровнемера, помимо двух резьбовых штуцеров датчика дифференциального давления, фланец   содержит  три резьбовых штуцера,  два из которых предназначены для входа/выхода газа, а третий для продувки, корпус выполнен из нержавеющей стали с тремя штуцерами, два из которых  расположены в нижней и верхней частях корпуса, предназначены для входа измеряемой среды и третий штуцер предназначен для установки преобразователя температуры,  штуцеры в корпус установлены  муфтовым соединением,  патрубок обогрева огибает всю высоту корпуса, концы патрубка обогрева приварены к днищу, в котором выполнены отверстия для входа/выхода теплоносителя,  подшипниковые узлы, обеспечивающие вращение корпуса, закреплены болтовым соединением стойках на опоры, на днище  расположен шток, который заходит в фиксатор  положения, предназначенный для фиксации корпуса  в вертикальном положении.
Изобретение поясняется графическими материалами:
Фиг.1 – анализатор  нефти, общий вид;
Фиг.2 – анализатор  нефти, вид в разрезе, спереди (Г-Г);
Фиг.3 – анализатор  нефти, вид в разрезе, сбоку (Д-Д);
Фиг.4 – анализатор  нефти, вид спереди;
Фиг.5 – анализатор  нефти, вид сзади;
Фиг.6 – внутренняя обвязка;
Фиг.7 – анализатор  нефти, корпус показан прозрачным;
Фиг.8 – комбинированная принципиальная схема эталона.
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 25мм ;
56- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;
57- запорная арматура с ручным приводом,  линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;
58- клапан запорно-регулирующий, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;
59-  линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;
60-  массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;
61- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;
62- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;
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- датчик температуры;
82- система электрического нагрева.
Экспликация штуцеров:
а-выход на датчик гидростатического давления (2шт);
б-дренаж;
в-вход среды (2шт);
г-продувка;
д-входа газа;
е-выход газа;
ж-штуцер датчика температуры;
з-вход теплоносителя;
и-выход теплоносителя.
Осуществление изобретения.
Анализатор нефти 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 содержит измеритель уровня раздела фаз 30 уровнемера 80 установленный в корпусе 71, поворотный корпус 71, выполненный из трубы, содержащий днище 72 и фланец 73, корпус 71 установлен на опоре 74 посредством  подшипниковых узлов 75, предназначенных для обеспечения подвижного соединения корпуса 71 с опорой 74, фиксатор положения 76 корпуса связанный с опорой 74, фиксатор уровнемера  77 закреплённый в днище 72, преобразователи давления 31, преобразователь температуры 32,  датчик гидростатического давления 33 с патрубком дифференциального давления 78, патрубок обогрева 79 соединенный с  системой электрического нагрева 82 теплоносителя, корпус 71  установлен на опоре 74 с возможностью фиксации вертикального положения, в корпусе 71 расположен уровнемер 80,  оснащенный  преобразователем давления 33 и преобразователем температуры 31 и датчиком гидростатического давления 33, элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса 71,  причем наконечники чувствительных элементов уровнемера 80  погружены в фиксатор уровнемера 77, на поверхности фланца 73 расположены два резьбовых штуцера «a», один штуцер предназначен для замера  давления в верхней точке, а второй штуцер для замера  давления  в нижней точке, патрубок дифференциального давления 78, одним концом приварен к фланцу 73, оснащенным отверстием, а вторым концом расположен в нижней части корпуса 71, на удалении от фиксатора  уровнемера 77, помимо двух резьбовых штуцеров «а» датчика дифференциального давления, фланец   содержит  три резьбовых штуцера,  два из которых «д» «е» предназначены для входа/выхода газа, а третий «г» для продувки, корпус 71 выполнен из нержавеющей стали с тремя штуцерами, два из которых «в» расположены в нижней и верхней частях корпуса 71, предназначены для входа измеряемой среды и третий штуцер «ж» предназначен для установки преобразователя температуры 32,  штуцеры «в» и «ж» в корпус 71 установлены  муфтовым соединением,  патрубок обогрева 79 огибает всю высоту корпуса 71, концы патрубка обогрева 79 приварены к днищу 72, в котором выполнены отверстия для входа/выхода теплоносителя,  подшипниковые узлы 75, обеспечивающие вращение корпуса 71 относительно опоры 74, закреплены болтовым соединением стойках на опоры 74, на днище 72 расположен шток, который заходит в фиксатор  положения 76, предназначенный для фиксации корпуса 71 в вертикальном положении. Измеритель уровня раздела фаз 30, датчик температуры 81, преобразователь давления 31, датчик гидростатического давления 33, система электрического нагрева 82 электически связаны с автоматизированной  системой управления 34.
Анализатор нефти 3 представляет собой вертикальный сосуд, в который отбирается проба жидкости из скважины. Анализатор нефти 3 оснащен чувствительными элементами 31, 32, 30. Чувствительные элементы 31, 32, 30 уровнемера 80 и вспомогательные конструкции (фиксатор уровнемера 77, патрубок дифференциального давления 78, патрубок обогрева 79, термокарман) расположены внутри поворотного корпуса 71. Чувствительные элементы уровнемера 80  расположены внутри корпуса 71, а наконечник чувствительных элементов уровнемера 80  погружен в фиксатор уровнемера 77, тем самым обеспечивая отсутствие «мертвых» зон.
Работа датчика гидростатического 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 80. Помимо двух резьбовых штуцеров датчика гидростатического 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 датчика температуры 81. Штуцеры корпуса монтируются муфтовым соединением, что исключает «ведение» корпуса после сварки, что способствует корректному результату замеров.
Днище 72 крепится хомутами к фланцу 73 в нижней части корпуса 71 и  предназначено для входа/выхода теплоносителя через имеющиеся в нем отверстия.
Фланец 73 приварен в верхней части корпуса 71 предназначен для двух резьбовых штуцеров датчика гидростатического давления 78, и трёх резьбовых штуцеров: два из которых предназначены для входа/выхода газа, а третий – продувка.
Опора 74 предназначена для крепления на ней подшипниковых узлов 75 и фиксатора положения 76. Состоит из четырех, расположенных под углом стоек, приваренных к опорному листу.
Подшипниковые узлы 75 предназначены для вращения корпуса 71 крепятся болтовым соединением к опоре 74.
Фиксатор положения 76 предназначен для фиксации/расфиксации корпуса 71 в вертикальном положении. Для чего днище 72 имеет шток, который заходит в фиксатор положения 76, далее путем перемещения ручки подвижной части фиксатора положения 76, шток ограничивается в движении, в результате чего корпус 71 фиксируется в вертикальном положении. Расположен на опорном листе опоры 74.
Фиксатор уровнемера 77 предназначен для фиксации наконечника чувствительного элемента уровнемера 80. Расположен на днище 72.
Патрубок дифференциального давления 78 предназначен для измерения давления в нижней части корпуса 71. Одним концом приварен к фланцу 73, со специально предусмотренным отверстием, а вторым концом расположен в нижней части корпуса 71, а именно немного не доходя до фиксатора уровнемера 77.
Патрубок обогрева 79 предназначен для нагрева жидкости. Оба конца патрубка обогрева 79 приварены к днищу 72, в котором предусмотрены отверстия для входа/выхода теплоносителя.
Уровнемер 80 предназначен для - измерения уровня жидкости и уровня границы раздела сред двух жидкостей, и измерения влагосодержания жидкости. Крепится шпилечным соединением к фланцу 73.
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.
Для достижения максимально точных результатов измерений и ускорения процесса деления газожидкостной жидкости на жидкость и газ, без применения химреагентов, были приняты следующие технические решения:
- штуцер входа газожидкостной жидкости расположен в максимально нижней точке корпуса анализатора нефти. Достигается благодаря наличию фиксатора уровнемера, в результате которого образуется ровная поверхность, расположенная на одном уровне со входом газожидкостной жидкости.
Также имеется второй вход в верхней точке корпуса анализатора нефти. Штуцер расположен касательно к обечайке. В результате чего газожидкостная жидкость, попадая в анализатор нефти, движется по поверхности обечайки к днищу. В результате такого «закручивания», выделяется газ, тем самым ускоряя процесс деления газожидкостной жидкости.
- штуцеры датчика гидростатического давления расположены в пиковых точках анализатора нефти. Один штуцер расположен на торце верхнего фланца, а второй расположен внутри корпуса анализатора нефти, немного не доходя до фиксатора уровнемера.
- для ускорения процесса деления газожидкостной жидкости на жидкость и газ, без применения химреагента, внутри корпуса установлен патрубок обогрева, огибающий всю длину анализатора нефти. Оба конца патрубка приварены к днищу, в котором предусмотрены отверстия для входа/выхода теплоносителя.
Анализатор нефти 3 работает на гидростатическом принципе.
о
Процесс измерения в анализаторе происходит после расслоения пробы на отдельные фазы: газ, нефть и воду. Для ускорения процесса расслоения фаз анализатор оснащен  системой электрического нагрева (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.
Анализатор нефти 3 позволяет  уменьшить габариты установки в которой он применяется, так как чувствительные элементы и вспомогательные конструкции размещены внутри емкости анализатора и обеспечивает отсутствие «мертвых» зон.
Анализатор компактный и может быть размещен в устройстве в блоках с ограниченными габаритными размерами, обеспечивая уменьшение общих габаритов и повышая  мобильность устройства.
Таким образом, анализатор нефти стал более универсальным, благодаря компактности, достигнутой в результате размещения уровнемера 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.
Описание работы.
Анализатор нефти может быть применен в устройствах для поверки рабочих средств измерения скважинной продукции без остановки добычи, предназначенных 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.
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 датчика гидростатического давления, уровнемера и измерительного преобразователя температуры.
Измерения с применением анализатора нефти осуществляются следующими способами:
- 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.
Описание работы в составе мобильного эталона 2-го разряда.
Далее описано использование анализатора нефти в составе мобильного эталона 2-го разряда для поверки рабочих средств измерения скважинной продукции (далее «эталон»).
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.
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.
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.
Использование анализатора в составе эталона.
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 82 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 3 начинает поступать отсепарированный попутный нефтяной газ из сепарационно-измерительной емкости 2. 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 33 (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 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, вдальнейшем 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 датчика гидростатического давления 33 (PDIT1), уровнемера LIT1, преобразователя температуры 32 (TIT1). В момент времени, когда показания датчика гидростатического давления 33 (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.
Использование анализатора нефти 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;
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 датчика гидростатического 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 датчика гидростатического давления PDIT, уровнемера LIT, преобразователя температуры TIT. В момент времени, когда показания датчика гидростатического 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 датчика гидростатического 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 датчика гидростатического 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.
Проблема определения доли воды в жидкой фазе решена путем использования анализатора нефти. Анализатор дополнительно позволяет определить долю растворенного в нефти газа. Определение плотности свободного газа основано на расчете с использованием лабораторных данных о компонентном составе газа.
Применение анализатора нефти обеспечивает оперативность и повышает точность измерений плотностей воды и нефти в составе продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.