Cтраница 1
Дебит общей жидкости определяется как частное от деления суммы весов всех циклов измерений на суммарное время наполнения, приведенное к суточному времени. [1]
Дебит общей жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между датчиками верхнего ( ВУ) и нижнего ( НУ) уровней, и регистрации времени накопления этой массы. Дебит чистой нефти измеряется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем. По окончании цикла измерения подается сигнал на закрытие заслонки на газовой линии и возрастающим при этом внутри измерительного устройства давлением накопленная в измерительной емкости жидкость выдавливается. При достижении жидкостью нижнего уровня заслонка на газовой линии открывается и происходит следующий цикл измерения. Масса жидкости Мж в объеме между датчиками уровня за каждый цикл измерения, время накопления этой массы, число циклов измерения и общее время измерения регистрируются в счетно-решающем устройстве блока автоматики. [2]
Дебит общей жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объеме между датчиками верхнего ВУ и нижнего НУ уровней, и регистрации времени накопления этого веса. Дебит чистой нефти измеряется путем сравнения веса жидкости в заданном объеме с весом чистой воды, которая занимала бы этот объем. По окончании первого цикла измерения подается команда на закрытие заслонки на газовой линии и накопленная в мерной емкости жидкость выдавливается. При достижении жидкостью места установки датчика нижнего уровня НУ заслонка на газовой линии открывается и происходит следующий цикл измерения. Вес жидкости в объеме между датчиками уровня за каждый цикл измерения, время накопления этого веса, число циклов измерения и общее время замера регистрируются в счетно-решающем устройстве блока автоматики. [3]
Модификация А обеспечивает централизованный сбор информации о дебитах общей жидкости, нефти и газа с групповых замерных установок ( ГЗУ), оборудованных замернопереключающи-ми установками типа Спутник. Модификация Б обеспечивает централизованный сбор информации о дебитах общей жидкости, нефти и газа с ГЗУ, оборудованных как замерными установками типа Трап или Дебитомер, так и установками типа Спутник, а также телеуправление, телеизмерение давлений и телединамо-метрирование нефтяных скважин. [4]
Устройство типа ТМ-600М выполняет следующие операции: опрос результатов телеизмерений ( дебитов общей жидкости, нефти, газа); определение аварийного состояния объекта в цикле опроса; команду на переключение очередной скважины для проведения замера; двухпозиционное телеуправление ( ТУ); вызов телеизмерений ( ВТИ двух давлений или датчиков телединамометрирования); определение аварийного состояния объекта в цикле опроса. [5]
Принцип действия установки состоит в поочередном переключении скважин на замер и измерении дебита общей жидкости весовым методом. [6]
Принцип действия установки состоит в поочередном переключении скважин на замер и измерении дебита общей жидкости зесовым методом. [7]
Комплект аппаратуры Спутник ВР-14 предназначен для работы в условиях однотрубной системы сбора нефти и газа на промыслах и обеспечивает: раздельный сбор обводненной, безводной и разносортной продукции 14 нефтяных скважин; автоматическое управление переключением скважин на замер с помощью стойки автоматики и аппаратуры телемеханики по заданному циклу с местной программой замера в течение 3, 6, 12 и 24 ч; дистанционное или ручное переключение скважин на замер по выбору с программой замера в течение 3 и 6 ч; автоматическое измерение дебита общей жидкости до 400 т / сутки ( с погрешностью 2 5 %) каждой скважины с последующим пересчетом и выдачей результатов измерения на местные счетчики или на капитальные устройства системы телемеханики; ручное регулирование режима работы каждой скважины с помощью регулируемых штуцеров; прием резиновых разделителей при очистке выкидных линий скважин от отложений парафина; выдачу аварийной сигнализации на месте или в систему телемеханики об отсутствии подачи продукции измеряемой скважины, об угрозе перелива мерной емкости дебитомерного устройства выше допустимого. [8]
Комплект аппаратуры Спутник ВР-14 предназначен для работы в условиях однотрубной системы сбора нефти и газа на промыслах и обеспечивает: раздельный сбор обводненной, безводной и разносортной продукции 14 нефтяных скважин; автоматическое управление переключением скважин на замер с помощью стойки автоматики и аппаратуры телемеханики по заданному циклу с местной программой замера в течение 3, 6, 12 и 24 ч; дистанционное или ручное переключение скважин на замер по выбору с программой замера в течение 3 и 6 ч; автоматическое измерение дебита общей жидкости до 400 т / сутки ( с погрешностью 2 5 %) каждой скважины с последующим пересчетом и выдачей результатов измерения на местные счетчики или на капитальные устройства системы телемеханики; ручное регулирование режима работы каждой скважины с помощью регулируемых штуцеров; прием резиновых разделителей при очистке выкидных линий скважин от отложений парафина; выдачу аварийной сигнализации на месте или в систему телемеханики об отсутствии подачи продукции измеряемой скважины, об угрозе перелива мерной емкости дебитомерного устройства выше допустимого. [9]
Вес чистой нефти за каждый цикл поступает на электронный сумматор, где и суммируется. По истечении времени замера определяется дебит общей жидкости. [10]
Модификация А обеспечивает централизованный сбор информации о дебитах общей жидкости, нефти и газа с групповых замерных установок ( ГЗУ), оборудованных замернопереключающи-ми установками типа Спутник. Модификация Б обеспечивает централизованный сбор информации о дебитах общей жидкости, нефти и газа с ГЗУ, оборудованных как замерными установками типа Трап или Дебитомер, так и установками типа Спутник, а также телеуправление, телеизмерение давлений и телединамо-метрирование нефтяных скважин. [11]