Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник»

Назначение: автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин,а также контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Описание: установка "Спутник" 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. В технологическом блоке размещены: замерный сепаратор, переключатель скважин многоходовый ПСМ, счетчик жидкости ТОР, регулятор расхода, привод гидравлический и запорная арматура. В аппаратурном блоке размещены: блок управления и индикации, блок питания.

Установки «Спутник» АМ 40-1500 и Б 40-500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые «Спутник» при наличии счетчика газа турбинного типа «Агат» и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель 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 при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. В установке предусмотрена возможность применения для измерения дебита скважин счетчика жидкости СКЖ 30 – 40М2, который устанавливается параллельно счетчику ТОР.

Переключение для измерения с одного счетчика на другой осуществляется вручную, перекрытием (открыванием) задвижек.

Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-1.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работы блока по обводной линии (байпасу), при этом не производится замер продукции, поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

Возможно изготовление по индивидуальному заказу на количество подключаемых скважин от 1 до 14.

 

Технические характеристики "Спутника":

 

 Наименование параметров  АМ40-8-400  АМ40-10-400  АМ40-8-1500  АМ40-8-1500  АМ40-14-400  Б 40-8-500  Б 40-10-500  Б 40-14-500
 Количество подключаемых скважин  

 

8

 

 

10

 

 

8

 

 

10

 

 

14

 

 

8

 

 

10

 

 

14

 Пропускная способностьм3/сут.  1-400  1-400  1-1500  1-1500  1-400  1-400  1-400  1-400
 Рабочее давление, МПа  

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

 

 

4,0

Газоподдержание нефти при обводненности до 5%, нм/т  

 

60

 

 

60

 

 

60

 

 

60

 

 

60

 

 

60

 

 

60

 

 

60

 Кинематическая вязкость нефти, м2  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6  до 120×10-6
 Обводненность, %, в пределах  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98  от 0 до 98
 Содержание парафина, объемное, %  

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 

 

до 7

 Содержание сероводорода, объемное, %  

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 

 

до 3

 Погрешность измерения,%  

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 

 

2,5

 Потребляемая мощность, кВА  до 10  до 10  до 10  до 10  до 10  до 10  до 10  до 10
 Габаритные размеры, мм

 

 

– технологического блока

 

– аппаратного блока

5280x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

5780x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

6780x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

7280x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

6280x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

5280x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

5780x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

6280x3200x2620

 

 

2000x2065x2250

 Масса, кг, не более

 

– технологического блока

– аппаратного блока

6050

 

1500

6800

 

1500

10000

 

1500

10000

 

 

1500

7600

 

 

1500

6650

 

1500

7400

 

1500

8200

 

1500

  Обозначение     L     L1       n       Масса, кг  
АМ40-14-400 5500 580

6

6500
АМ40-10-400 5000 680

4

6010
АМ40-8-400 4500 870

3

5430
Б40-8-400 4500 870

3

6650
Скачать информацию о продукции в формате .PDF
Яндекс.Метрика
Политика безопасности и обработки персональных данных
Создание сайта, продвижение сайта
группа компаний «АВРОРА»