Групповая замерная установка реферат

Обновлено: 04.07.2024

АГЗУ - Автоматизированная Групповая Замерная Установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин. АГЗУ применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи. Функциональное назначение установки - контроль количества жидкости и попутного газа с выдачей результата в блок управления или на верхний уровень АСУТП.

Задачи АГЗУ

1. измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин;

2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема;

3. обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла;

5. управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла.

Конструктивные особенности

В технологическом блоке размещены:

· замерный сепаратор (ёмкость сепарационная);

· переключатель скважин многоходовый ПСМ;

В аппаратурном блоке размещены:

Технологический блок имеет несколько исполнений в зависимости от количество подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Технологический блок имеет освещение, отопление, принудительную или естественную вентиляцию.

Принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам , подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод (через датчик расхода газа), а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями. Это обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором.

Назначение

Измерения в непрерывном или периодическом режимах расхода и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин (поочередно, каждой из подключенных к АГЗУ), а также индикация, архивирование и передача результатов измерений и аварийных сигналов на верхний уровень системы автоматизации (диспетчерский пункт нефтяного промысла).

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник AM 40-10-400

· Спутник AM 40-14-400

· Спутник Б 40-14-400

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости и знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. При этом в самом общем случае, основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений.

Автоматизация нефтяных скважин – это целый комплекс технических средств, обеспечивающих безопасную и бесперебойную работу оборудования в процессе бурения и последующей эксплуатации горных выработок.


  • эффективности всех технологических процессов основного и вспомогательного производства;

  • преимущественной ориентации на безлюдные энергосберегающие технологии;

  • безопасности технологических процессов и обслуживающего персонала;

  • выполнение требований по защите окружающей среды.

Целью работы является анализ работы автоматизированной системы управления групповой замерной установки.


  • анализ технологической схемы нефтяного куста скважин;

  • анализ технологической схемы групповой замерной установки (ГЗУ);

  • анализ разработка функциональной схемы автоматизации ГЗУ.

1.Описание технологического процесса групповой замерной установки

АГЗУ - Автоматизированная Групповая Замерная Установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин.

АГЗУ применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Функциональное назначение установки - контроль количества жидкости и попутного газа с выдачей результата в блок управления или на верхний уровень АСУТП.


  • Сырой нефти;

  • Пластовой воды;

  • Попутного нефтяного газа.

Принцип работы АГЗУ следующий. Скважинная жидкость по выкидным линиям (шлейфам) подается к АГЗУ. К АГЗУ можно подключить до 14 скважин. Замер дебита скважин производится всегда по одному по очереди. Т. е. если подключено 14 скважин, замер дебита в определенный момент времени происходит только у одной скважины, от 13 других эмульсия подается сразу в сборный коллектор, по которому идет в пункт сбора нефти.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия, а для слива жидкости — линия разрядки , выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.


  • прямые измерения среднего массового объема и массы сырой сепарированной нефти;

  • прямые измерения, приведенные к стандартным условиям среднего объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации нефтяного газа;

  • прямые или косвенные измерения влагосодержания W0 (объемного) жидкости;

  • косвенные (вычисленные, при заданных лабораторных плотностях пластовой воды и нефти) измерения среднего массового расхода и массы сепарированной безводной нефти;

  • измерение температуры газа;

  • измерение давления в сепараторе и коллекторе.

Установки АГЗУ имеют большое количество вариантов исполнения и отвечают самым высоким технологическим требованиям, требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях.

Габаритные размеры и масса определяются соответствующей конструкторской документацией на конкретную модификацию установки.

2 Устройство автоматизированной групповой замерной установки

АГЗУ состоит из двух отдельных блоков: технологического блока, аппаратурного блока. В технологическом блоке производится измерение дебита скважин. Технологический блок АГЗУ оборудован обогревателем, освещением, принудительной вентиляцией, сигнализацией отклонения от норм значения давления. Все электрооборудование технологического блока выполнено во взрывобезопасном исполнении. Класс взрывоопасности технологического блока — В-1а, т.е. образование взрывоопасных смесей возможно только в аварийных ситуациях). В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки. Класс аппаратурного помещения — обыкновенный, поэтому аппаратурный блок должен устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от технологического блока, т.е. вне взрывоопасной зоны. Технологический блок. Выкидные линии скважин, подключаемых к АГЗУ, подсоединяются к входным патрубкам технологического блока через обратные клапаны.

Основные части и компоненты установки:


  • Технологические и измерительные линии;

  • Запорная и предохранительная арматура;

  • Влагомер;

  • Переключатель скважин многоходовой;

  • Исполнительные механизмы, средства измерения и первичные датчики автоматизированной системы управления технологическим процессом и средства обработки информации установки;

  • Систему жизнеобеспечения (отопление, освещение);

  • Систему определения загазованности и вентиляции.

  • Сепарационная емкость;

  • Газовая заслонка;

  • Датчики давления;

  • Массовый расходомер на жидкостной измерительной линии;

  • Массовый, вихревой или ультразвуковой расходомер на газовой измерительной линии;

  • Датчики давления на байпасных трубопроводах и на сепарационной емкости;

  • Датчики давления и температуры на жидкостных и газовых линиях после средств измерения расхода, а также показывающие средства измерения давления и температуры;

  • Ручной пробоотборник на жидкостной и газовой линиях, расположенные по потоку после средств измерения;

  • БМА в комплекте.

  • Многофазный расходомер на газожидкостной линии;

  • Датчики давления и температуры на газожидкостной линии после средств измерения расхода;

  • Ручной пробоотборник на газожидкостной линии, расположенные по потоку после средств измерения расхода;

  • БМА в комплекте;

  • Узел дозирования химреагентов (опционально).

В технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Схема технологического блока АГЗУ представлена на рисунке 1.


Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость. Схема системы задвижек АГЗУ представлена на рисунке 2.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13. Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.


Рисунок 2–Схема системы задвижек АГЗУ

Схема сепарационной емкости АГЗУ представлена на рисунке 3.


Рисунок 3 – Схема сепарационной емкости АГЗУ

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер. ПСМ состоит из корпуса с патрубками 1, крышки 2 с измерительным патрубком, вала 3, поршневого привода 4 с зубчатой рейкой 5, датчика положения 6, указателя положения 7, угольника (поворотного патрубка) 8 и подвижной каретки 9. Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте. Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ, и направляется на замер в ёмкость сепарационную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор. Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом. Схема ПСМ представлена на рисунке 4.


Рисунок 4 – Схема переключателя скважин многоходового

Подвижная каретка состоит из корпуса 10, втулки 11, посаженных на осях роликов 12, резинового уплотнения 13. Схема подвижной каретки представлена на рисунке 5.


Рисунок 5 – Схема подвижной каретки ПСМ

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемешаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между релиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ. и направляется на замер в емкость сепарациоиную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса 1, закрепленного на крышке ПСМ. силового цилиндра 2 с крышкой 3, поршня 4, пружины 5 и зубчатой рейки б, составляющей одно целое со штоком поршня 7. Схема поршневого привода представлена на рисунке 6.


Рисунок 6 – Схема поршневого привода ПСМ

Регулировка длины хода зубчатой рейки, а следовательно, и угла поворота вала ПСМ, осуществляется с помощью регулировочного винта 8, доступ к которому закрыт винтовой заглушкой 9. Схема размещения регулировочного винта и винтовой заглушки представлена на рисунке 7.

Вручную ПСМ переключается при помощи специальной рукоятки 10. В автоматическом режиме при подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра, поршень с рейкой перемещается и поворачивает шестерню 11, а вместе с ней и храповик с валом переключателя. Схема ручного переключения ПСМ представлена на рисунке 8.


Рисунок 7 – Схема размещения регулировочного винта и винтовой заглушки


Рисунок 8 – Схема ручного переключения ПСМ

После выключения гидропривода поршень вместе с рейкой и шестерней возвращаются в исходное положение под действием пружины, а вал ПСМ, за счет храпового механизма, остается на месте. Внутри корпуса ПСМ крепится датчик положения поворотного патрубка, а на валу крепится указатель с постоянным магнитом. Сигнал от датчика положения поступает в блок автоматики, где определяется номер скважины, установленной на замер.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 4, а затем — в гидроциклонный сепаратор 13 На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 15, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором я расходомером газа 14. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.


  • замер дебита скважин;

  • сепарация;

  • подогрев нефти;

  • откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

  • подача газа сепарации на УПН;

  • впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

Система контроля и автоматизация технологического процесса

На АГЗУ установлена система КИПиА, которая предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического режима, предотвращения возникновения аварийных ситуаций, для оперативного учёта и контроля уровней жидкости и управления процессом откачки жидкости насосами для раздельного замера дебита скважин, суммарного учёта жидкости и газа.

Давление жидкости и газа в трубопроводах, аппаратах, приёмно-выкидных линиях насосов контролируется техническими манометрами. Температура газожидкостной смеси контролируется термометрами.

На входе нефти в ПП-0,63 производится контроль давления по манометрам, по месту.

Температура воды в ПП-0,63 контролируется стеклянным ртутным термометром.

Подогреватель нефти ПП-0,63 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования, обеспечивающими:


  • давления (манометрами показывающими сигнализирующими взрывобезопасными ДМ);

  • температуры (манометрическим показывающим термометром ТКП);

  • уровня теплоносителя внутри сосуда (ДРУ-1ПМ);

  • автоматическое регулирование:

  • температуры (РТ-ДО-50);

  • давление топливного газа перед горелкой и запальником;

  • автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминанием первопричины в соответствии со СНиП 11-35-76 в случае:

  • повышения давления газообразного топлива перед горелками;

  • понижения давления топливного газа перед горелками;

  • погасания факелов горелок;

  • повышения температуры теплоносителя;

  • повышения давления в змеевике.

  • манометрами показывающими сигнализирующими МП-4-1У;

  • преобразователями ультрафиолетового излучения ПУИ;

  • автоматический переход с режима большого на малое горение и обратно;

  • автоматический контроль неисправности преобразователя ультрафиолетового излучения.

Для впрыска ингибитора коррозии на АГЗУ применены блоки дозирования реагента (модель БР-2,5).

Краткая характеристика блока БР-2,5


  • безнапорный расходный бак, оснащенный электрическим обогревателем (при наличии такового);

  • насос шестеренчатый;

  • насос дозировочный.;

  • технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИПиА.

  • местный контроль уровня и температуры химреагента в баке (поз.LIA, LA,TA);

  • автоматическое управление электрическим обогревателем СЭМ-ЗУЗ для поддержания температуры реагента по сигналам датчика температуры (контур TISA) в пределах от +20 до +60оС (при условии комплектации);

  • автоматическое отключение дозировочных насосов при повышении давления нагнетания выше установленного (контур PISA), при снижении уровня химреагента в баке ниже допустимого (контур LSA), включение аварийной вытяжной вентиляции при повышении концентрации горючих газов в блоке до 10%НКПВ (контур QISA), отключение электропитания при пожаре, при Т=70оС (контур TSA).

  • защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

АГЗУ состоит из двух отдельных блоков: технологического блока, аппаратурного блока. В технологическом блоке производится измерение дебита скважин. В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки.


  • замер дебита скважин

  • сепарация;

  • подогрев нефти;

  • откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

  • подача газа сепарации на УПН;

  • впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

В связи с непрерывностью технологического процесса на групповой замерной установке нефти необходимо предусмотреть систему контроля, сигнализации и автоматического управления технологическим процессом. Система сигнализации и контроля должна обеспечивать безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

2. Капустин, Н. М. Автоматизация производственных процессов в машиностроении: Учеб. для втузов / Под ред. Н. М. Капустина. – М.: Высшая школа, 2004. – 415 с.

4.Прахова, М. Ю. Системы автоматизации в нефтяной промышленности : учебное пособие / Прахова М. Ю. и др. - Москва : Инфра-Инженерия, 2019. - 304 с.

5. Тынчеров, К.Т. Автоматизация производственных процессов в бурении: учебное пособие / К.Т. Тынчеров, М.В. Горюнова. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. - 200 с. .

6.Тынчеров К.Т., Грюнова М.В. Автоматизация производственных процессов и автоматика Учебно-метод. пособие к выполнению лабораторных и практических работ по дисциплине Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства на лабораторном стенде НТЦ-09.12.1- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - 115 с.
7.Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ: Спутник, Масса, Дельта. [Электронный ресурс] – Режим доступа:


ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИМЕНЕНИЯ ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВОК ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ

Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Измерения продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммарного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.

Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов по каждой скважине.

Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам. При большой неоднородности продуктивного горизонта (проницаемости, пористости, водонасыщенности) скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменяться в широких пределах.

В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.

Показатели работы добывающих скважин:

дебит по нефти, газу и воде;

равномерность подачи (или пульсирующим режимом);

темп обводненности нефти

увеличение газовых факторов по отдельным скважинам.

Групповые замерные установки являются неотъемлемой частью системы сбора скважинной продукции.

Рис.1 Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ)

Объекты системы сбор и транспорта продукции скважин:

замера продукции скважин;

сбора и транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки - пункта сбора;

предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ;

подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;

учета и сдачи сырой нефти;

подготовки к утилизации и сдачи газа;

комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.

Сбор продукции скважин на месторождении организован по напорной герметизированной схеме. Продукция скважин (нефтегазоводяная смесь) по трубопроводам системы сбора и транспорта за счет энергии пласта или давления погружных насосных установок поступает на АГЗУ (автоматизированные групповые замерные установки) для замера и далее на дожимные насосные станции ДНС-1 и ДНС-2.

Она предназначены для:

измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

измерения среднесуточного объемного расхода газа;

определения среднесуточного массового расхода нефти.

Дополнительные функции:

измерение давления и температуры газа;

измерение плотности жидкости;

определение (вычисление) обводненности нефти;

приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти.

В ходе данной статьи мы изучили две групповые замерные установки и поняли что, ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Список используемой литературы:

1. Антипин, И.Г. Нефтепромысловое оборудование: учебник / И.Г. Антипин - М.: Недра, 2015. – 359 с.

2.Войтенко, В.С. Технология и техника бурения: учебник / В.С. Войтенко - М.: ИНФРА-М, 2013(ЭБС). – 194с.

3. Галимова, Г.М. Охрана труда в нефтяной промышленности: учебник для студентов/ Г.М.Галимова - М.: Академия, 2016.-5012с.

Замер продукции скважины. Групповые замерные установки. Характеристика и особенности применения различных типов групповых установок.


  • Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ‑1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.
  • В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости.
  • Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3.
  • Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.
  • Измеряемый дебит скважины (в м 3 ) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.
  • Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени.
  • При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление.
  • Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

Читайте также: