что такое гзу основные функции

Гзу в нефтяной промышленности – Групповая замерная установка

Burenie Слинкина / Для ТПАП из интернета / ГЗУ

Cбор и замеры добычи нефти на групповой замерной установке

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.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

ООО «Завод «Нефтегазоборудование» — Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ)

Измерения, выполняемые установкой, соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 для выполнения измерений по отдельным скважинам.

Назначение автоматизированной замерной:

Автоматизированные замерные установки предназначены для периодического измерения методом прямых и косвенных измерений количества сырой нефти и свободного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин и дальнейшей аппаратно-программной обработки результатов измерений с целью их накапливания, архивирования и обеспечения передачи в систему телеметрии по каналам связи, установленным пользователями.

Состав изделия:

В зависимости от исполнения в состав автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) могут входить от одного до двух приборов для измерения расхода жидкости и газа следующих моделей:

Допускается применение других моделей расходомеров, удовлетворяющих следующим условиям:

Переключение скважин в установках осуществляется одним из способов:

Разделение продукции скважин на газ и жидкость (нефть+вода) осуществляется нефтегазовыми сепараторами. Количество подключаемых скважин к установке от 1 до 14 шт.

Технические характеристики

Номинальное значение массового среднесуточного расхода сырой нефти в зависимости от варианта исполнения, т/сут.

Номинальное значение объемного среднесуточного расхода газа, м 3 /сут., (приведенные к норм. условиям)

Рабочее давление, МПа

Количество подключаемых скважин, шт.

Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения согласно ГОСТ 8.615-2005

— объёма свободного нефтяного газа, %

— массы сырой нефти без учета воды, при содержании воды в нефти в объемных долях, %,

В соответствии с аттестованной МВИ

Параметры питания электрических цепей

— допустимое отклонение напряжения, %

— частота переменного тока, Гц

— потребляемая мощность, кВт, не более

— температура окружающего воздуха, ˚С

— кинематическая вязкость при 20˚С, м 2 /с

— содержание серистых соединений в массовой доле, %, не более

— содержание сероводорода, объемное, %, не более

— содержание воды в жидкости, объемная доля, %

— содержание механических примесей, г/л, не более

— класс взрывоопасной зоны помещения технологического

— класс взрывоопасной зоны блока автоматики

Узнать стоимость автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ можно заполнив форму ниже. Наши менеджеры свяжутся с вами в ближайшее время.

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник». — Добыча нефти и газа

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.

Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

8 — количество подключаемых скважин.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Замер продукции скважины. Групповые замерные установки

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

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б».

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема установки «Спутник А» приведена на рис.

Рис. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»

☝ В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

👉 В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены:

Источник

Принцип работы агзу

Принцип работы АГЗУ массового типа

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

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;

4. формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла;

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

Конструктивные особенности

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного.

Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя.

В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

Каждая установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

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

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).

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении.

К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник AM 40-10-400

· Спутник AM 40-14-400

8 — количество подключаемых скважин.

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.

Источник

БИЛЕТ № 11

1. Групповые замерные установки; устройство, принцип действия.

— замерять дебит скважины;

— определять количество воды в жидкости;

— отделять газ от жидкости и замерять его объем;

— передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарно, количество добытой жидкости в целом по ГЗУ на диспетчерский пункт промысла.

В качестве групповых замерных установок применяются Спутники типов А-16, А – 40,

В Спутнике поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ – 1М.

В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерный отвод с поршневым отсекающим клапаном направляется в двухемкостной замерный гидроциклонный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку проходит через заслонку регулятора уровня и по трубопроводу поступает в общий сборный коллектор, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим потоком продукции остальных скважин.

Характеристика групповых замерных установок типа «Спутник»

Основные элементы установок типа «Спутник А»

2. Погружные центробежные насосы; конструкция, основные параметры.

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали применяться гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120—140 т/сут, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми на­сосными установками, всего 15 т/сут. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — более 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2—3 лет без подъема.

УСТАНОВКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатораи станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Ток питания подводится через брони­рованный кабель, который спускается в скважину парал­лельно насосно-компрессорным трубам (НКТ) и крепится к ним хомутиками. Конец кабеля плоский. Кабель имеет кабельную муфту для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки. Питание электродвигателя осуществляется от промысловой сети, напряжение которой регулируется авто­трансформатором.Управление и контроль за работой насоса проводят с помощью станции управления.

Длина электродвигателя в зависимости от мощ­ности может достигать 10 м. Статор двигателя состоит из магнитныхи немагнитныхпакетов, собранных в общем кор­пусе. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выполнена из масло- и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит из отдельных секций, собранных на валу. Между роторными секциями установлены промежуточные опорные подшипники ка­чения или скольжения. Скорость вращения ротора ПЭД со­ставляет около 3000 об/мин.

Для серийных центробежных насосных установок выпускают двигатели мощностью от 10 до 125 кВт. Наружные диаметры корпусов равны 103, 117 и 123 мм. В настоящее время выпу­скаются погружные электродвигатели в термостойком испол­нении для эксплуатации установок при температурах до 95°С.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колесасобраны на валу(на шпонке) скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратахкак на подпят­никах. Для уменьшения трения в расточку нижнего диска ко­леса запрессованы текстолитовые шайбы 6. Вал поддержива­ется подшипниками: верхним — скольженияи нижним радиально-упорным. Число рабочих колец и направляющих ап­паратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. При большом числе ступеней их размещают в двух, а иногда и в трех корпусах, соединенных в секции одного насоса. В сое­динительном патрубке верхней части насоса устанавливают обратный шариковый клапан, который необходим для заполне­ния НКТ жидкостью перед пуском насосного агрегата в экс­плуатацию и удержания жидкости в них при вынужденных остановках работы скважины. Над обратным клапаном в конце НКТ имеется сливной патрубок, используемый для спуска жидкости при подъеме насосного агрегата на поверхность.

В зависимости от условий эксплуатации используют также насосы в износоустойчивом исполнении, которые применяют в обводненных скважинах со значительным содержанием песка (до 1 %). Рабочие колеса этих насосов изготовляют из полиа­мидной смолы, а в корпусе насоса устанавливают промежуточ­ные резино-металлические подшипники.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.

Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами. Наружные диаметры корпуса насоса и протектора соответственно равны 92 и 114 мм.

Устье скважины оборудуют устьевым оборудованием ОУЭН. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специ­альной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отвер­стие для кабеля.Крестовинанавинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и ре­зиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной ли­нией , на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследова­ния. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве заме­ряются манометрами.

Источник

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Общие сведения

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.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

Источник