Cтраница 1
Измерение дебита нефтяных скважин ( количества нефти, воды и газа, поступающих из скважины) имеет значение для учета работы скважины и контроля технологического режима эксплуатации ее. [1]
Измерение дебита нефтяных скважин, как правило, ведется не непрерывно, а периодично. Время, в течение которого непрерывно измеряется дебит скважины, называется циклом измерения. [2]
Предназначены для измерения дебита нефтяных скважин. Применяются в автоматизированных сборно-замерных установках. [3]
При автоматизации: процесса измерения дебита нефтяных скважин широко применяли объемные дебитомеры различных конструкций, которые использовали как при индивидуальной, так и при групповой схеме сбора нефти и газа. [4]
Так как групповая установка предназначена для измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, нефти и газу, то способ и устройства измерения указанных параметров определяющим образом влияют на технологическое оборудование, средства автоматики и конструктивное исполнение. Разработано несколько типов групповых замерных установок, которые используют различные методы измерения дебита скважин. [5]
Предназначена для автоматизации и телемеханизации процесса измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках закрытой системы сбора и транспортировки нефти. [6]
На рис. 72 изображен объемно-весовой счетчик ДПН-2, предназначенный для измерения дебита нефтяных скважин. [7]
Рассмотрим применение изложенной методики на примере перехода от старой системы измерения дебита нефтяных скважин ( с помощью мерников) к новой, более совершенной системе, использующей специальные автоматически действующие дебитомеры. [8]
Отличительной особенностью этой ГЗУ является использование вибрационных массовых расходомеров ВМР-1, позволявших производить измерения дебитов нефтяных скважин без предварительной сепарации газожидкостной смеси. Датчики ДВМР-1 устанавливаются на входных патрубках какдой скважины. Сигналы от датчиков поступают в блок местной автоматики, в котором имеется опрашивающее устройство. Все скважины стоят на зон ере постоянно, в связи с чем датчик расхода ДВМР-1 является одновременно и датчиком подачи. [9]
В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, включая вопросы измерения дебита нефтяных скважин. [10]
Разработанные в соответствии с условиями добычи и промыслового сбора и попутного газа системы и устройства для измерения дебита нефтяных скважин можно классифицировать по следующим группам: а) индивидуальные измерительные устройства и б) групповые измерительные системы. [11]
Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным ( показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающкхся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти. [12]
Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным ( показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающихся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти. [13]
Это устройство позволяет автоматизировать и телемеханизировать процесс измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках. [14]
Первым таким устройством явился созданный в 1965 - 1968 гг. НИПИнефтехимавтоматом совместно с Грозненским филиалом ВНИИКАНефтегаза ( ныне НПО Промавтоматика) телемеханический комплекс ПАТ Нефтяник ( ТМ-600), с установкой которого, с одной стороны, полностью решались вопросы телемеханизации ГЗУ для измерения дебита нефтяных скважин; с другой стороны телеуправление скважинами с различными способами эксплуатации, телеконтроль за их функционированием и управление работой ГЗУ с помощью этого комплекса осуществлялись одновременно. [15]