Счетчик жидкости дебит 50

научная статья по теме Измерение обводненности продукции нефтяных скважин Геофизика

Цена:

Авторы работы:

Научный журнал:

Год выхода:

Текст научной статьи на тему «Измерение обводненности продукции нефтяных скважин»

УДК 622.276.5.057: 681.121

© В.Г. Белов, В.А. Иванов, В.Я. Соловьев, 2003

Измерение обводненности продукции нефтяных скважин

В.Г. Белов, В.А. Иванов, В.Я. Соловьев (ЗАО «Сибирская Сервисная Компания»)

Основными параметрами, характеризующими продукцию добывающих скважин, являются дебиты жидкости, нефти, нефтяного газа и ее обводненность. В зависимости от стадии разработки нефтяного месторождения значимость обводненности продукции возрастает, так как этот параметр позволяет контролировать продвижение водо-нефтяного контакта, рассчитывать остаточные запасы нефти, проводить математическое моделирование процесса разработки месторождения [1, 2].

Цель данной статьи — показать на основе проведенных исследований метрологические характеристики устройства для измерения обводненности скважин, принцип действия которого базируется на измерении гидростатического давления жидкости.

При разработке нефтяных месторождений для измерения дебита добывающих скважин используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник АМ-40» [з]. В работе [4] рассмотрена возможность автоматизированного измерения обводненности продукции с помощью устройства, непосредственно связанного с АГЗУ «Спутник АМ-40», которое, однако, заводом-изготовителем не предусматривается для измерения обводненности. В этой работе наряду с тестированием приставки для регулярного автоматического контроля обводненности измерялась обводненность продукции обычным ручным методом: отбором проб не более 4 раз в месяц. Данный метод является широко распространенным отраслевым стандартом. Однако он имеет значительную погрешность и не обеспечивает необходимое от-

Measurement of oil wells production watering

V.G.Belov, V.A.Ivanov, V.Ya.Solovjev (Siberian Service Company ZAO)

The hardware and methodical error of measurement of oil wells production watering with the help of the devices made at factory «Neftemash» and being additional devices of AGZU «Sputnik AM-40» is considered. It is shown, that in wells yields range from 2,5 up to 80m3 /day an error of measurement of the device is not more than 10 %, that proves to be true by the existing laboratory method being the standard of measurement in oil branch.

слеживание динамики обводненности, что снижает эффективность управления процессом добычи нефти.

Обводненность продукции нефтяных скважин измерялась с помощью устройств, изготовленных на заводе «Неф-темаш» (г. Тюмень), производящем АГЗУ «Спутник АМ-40». Принципиальная схема такого устройства приведена на рис. 1. Устройство представляет собой измерительную цилиндрическую емкость 2, разделенную перегородкой 3 на две камеры: измерительную 4 и сливную 5. Измерительная камера имеет два патрубка 6 и 8 для соединения с датчиком давления 7. В верхней части емкости 2 имеется патрубок 1.

Действие устройства для измерения обводненности непосредственно связано с работой АГЗУ. Дебит добывающих скважин с помощью АГЗУ измеряют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель расхода. Очередная порция водонефтяной жидкости, проходящая через счетчик, поступает в измерительную камеру 4, перетекает через перегородку 3 в сливную камеру 5 и далее направляется на выход из устройства. После завершения измерения расхода измерительная магистраль АГЗУ перекрывается, и в измерительной камере 4 остается столб жидкости, высота которого строго фиксирована и определяется высотой перегородки 3. Завершению цикла измерения дебита соответствует открытие газового клапана, и в верхнюю часть устрой-

Рис. 1. Принципиальная схема устройства для измерения обводненности продукции

ства через патрубок 1 подается газ из сепаратора АГЗУ, который продувает сливную камеру 5. С помощью дифференциального манометра «Сапфир ДД» измеряется гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в измерительной камере 4.

Автоматизация процесса измерения обводненности продукции связана с работой АГЗУ, которая открывает и перекрывает магистраль с турбинным счетчиком объемного расхода жидкости. АГЗУ автоматически поочередно подключает к сепаратору тестируемые скважины. После протекания через устройство очередной порции для измерения обводненности сигнал от датчика давления поступает в

контроллер, управляющий работой АГЗУ. Контроллер пересчитывает давление в плотность, а плотность — в обводненность. Полученный результат автоматически отправляется в базу данных.

Измерения проводились в течение 2 мес в диапазоне изменения дебита продукции Q = 2,5 — 88,4 м3/сут, обводненности В = 7,3 — 98,5 %. В таблице представлены данные по восьми тестируемым скважинам.

Номер Bcpi 0, а, % ®ср.хл»

147 4419 68,8 4,90 10,4 4,74 45,8

147 5321 84,2 4,40 69,2 6,50 79,2

147 8178 7,3 3,59 60,5 4,27 10,2

147 8605 16,8 2,21 2,5 2,73 19,3

148 4457 55,7 1,63 33,8 1,93 49,6

148 4501 18,3 3,05 16,2 3,63 21,9

148 8627 82,2 4,91 88,4 6,55 67,1

148 8649 98,5 2,10 7,3 2,64 95,5

Примечание. Вср — среднее арифметическое значение обводненности продукции, измеренной с помощью описанного устройства; ДВср — средняя арифметическая ошибка измерений; о — средняя квадратичная ошибка измерений; Вср хл — среднее арифметическое значение обводненности продукции, полученное методом отбора проб с последующим анализом их в химической лаборатории.

При измерении любых физических параметров различают два вида погрешностей измерений: аппаратурную и методическую. При определении обводненности используется косвенный метод измерения. С помощью дифференциального манометра «Сапфир ДД» измеряется гидростатическое давление жидкости р = pgh (р — плотность жидкости, g — ускорение свободного падения, h — высота столба жидкости). Из этого выражения получают плотность жидкости. Тогда относительная погрешность измерения плотности жидкости гр определяется погрешностью измерения гидростатического давления £р и погрешностью измерения высоты столба жидко-

сти eh (ер = £р + eh). Погрешность измерения дифференциального манометра «Сапфир ДД» составляет 0,25 %, высоты столба жидкости не превышает 1 %, т.е. ер= 1,25 %.

Плотность жидкости р пересчитывается в обводненность продукции по формуле

В = (Р — Рн)/( Рв- Рн) ■ 100 % (1) где рн, рв — плотность соответственно нефти и воды.

Плотности рн и рв определяют в химических лабораториях с очень высокой точностью, для конкретного пласта месторождения эти показатели практически не изменяются. Таким образом, аппаратурная погрешность измерения обводненности продукции составляет е = 1,25 %.

В качестве исходной информации использовались значения обводненности продукции, измеренные с помощью устройства, схема которого приведена на рис. 1. Измерения выполнялись без остановки технологического процесса, поэтому в соответствии с режимом работы АГЗУ обводненность продукции измерялась один раз в сутки [4]. Так как АГЗУ измеряет дебит одной скважины при пропускании через счетчик нескольких порций продукции, обводненность продукции для одной скважины измерялась столько же раз. Одному значению обводненности соответствует среднее арифметическое значение трех последних измерений. Предполагалось, что за 2 мес проведения эксперимента обводненность продукции не изменялась. В качестве примера на рис. 2 представлена динамика обводненности продукции двух скважин, выбранных не произвольно, а с учетом различия эксплуатационных параметров. По приведенным данным определялось среднее арифметическое значение обводненности продукции Вср = 1Б/п (где В< - обводненность продукции в г'-ом измерении, n - число измерений). Для каждого измерения вычислялась абсолютная погрешность измерения АВ< = В - В, и по этим значениям строилась гистограмма.

На рис. 3, а приведена гистограмма для добывающей скв. 4501.

где Дп — абсолютная ошибка г-го измерения.

Для оценки случайной ошибки измерения часто используют стандарт измерений [5], определяемый по формуле

Статистический предел Sn при п ^

стремится к постоянному значению о=1^п, который называется средней квадратичной ошибкой измерения. Квадрат этой величины о2 называется дисперсией измерений. Средней квадратичной ошибке о соответствует доверительная вероятность а = 0,68. По найденному значению о строилась теоретическая кривая, соответствующая нормальному закону распределения ошибок измерения (см. рис. 3, а).

Из сопоставления результатов измерений и теоритических расчетов видно зна-

Рис. 2. Эксперементальные результаты измерения обводненности скважин:

1 1 — обводненность, измеренная ^ответствен™ с помощью По значениям ДВ,. вычислялась описанного устройства и методом отбора проб (значения взяты

из базы данных химической лаборатории)

средняя арифметическая погреш-

Рис. 3. Гистограмма (/) и теоретические значения (II) для добывающей скв. 4501 (а) и скв. 8627 (б)

Рис. 4. Зависимость квадратичной погрешности а от дебита продукции Q (точки соответствуют значениям а для каждой скважины)

чительное различие этих результатов. Одна из причин этого заключается в том, что предположение о неизменности обводненности продукции за время проведения эксперимента неверно. Отмеченное подтверждается результатами измерений. Из рис. 2 видно, что для скв. 4501 на начальном этапе измерений обводненность продукции составляла около 10 %. В течение трех недель она плавно возрастала, достигла 20 % и практически не изменялась до завершения эксперимента.

Обработка результатов измерений для скв. 8627 проводилась аналогично скв

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

• EXPERIMENTAL STUDY ON DYNAMIC PERFORMANCE OF CORIOLIS MASS FLOW METER AND COMPENSATION TECHNOLOGY

DEZHI ZHENG, JIYING SHI, QIONG NAN, SHANGCHUN FAN — 2012 г.

CASIMIRO R., HENRY M., KROSHKIN A., LISHCHUK A., TOMBS M. — 2014 г.

Счетчики жидкости ДЕБИТ

Филипп Житов 4 лет назад Просмотров:

1 Приложение к свидетельству Лист 1 об утверждении типа средств измерений Счетчики жидкости ДЕБИТ ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Назначение средства измерений Счетчики жидкости ДЕБИТ предназначены для измерений объема жидкости, протекающей в трубопроводе. Описание средства измерений Принцип действия счетчиков жидкости ДЕБИТ основан на измерении числа оборотов турбины, вращающейся со скоростью, пропорциональной расходу жидкости, протекающей в трубопроводе. Счетчики жидкости ДЕБИТ состоят из турбинного преобразователя расхода, корпуса и хомутового соединения. Турбинный преобразователь расхода состоит из турбины, четырехполюсного постоянного магнита, обтекателя, экрана и преобразователя электронного. Турбинный преобразователь расхода крепится к корпусу с помощью хомутового соединения. Преобразователь электронный состоит из датчика Холла, установленного в зоне действия поля магнита, электронной платы управления, дисплея, клавиш, а также платы клеммников для подачи напряжения питания и выдачи импульсного сигнала на внешнее устройство. Преобразователь электронный размещен внутри взрывонепроницаемой оболочки. Клавиши, предназначенные для установки коэффициента преобразования, после градуировки закрываются крышкой, которая пломбируется с целью предотвращения несанкционированного доступа к электронному преобразователю. Кнопка «Сброс», расположенная на лицевой части, предназначена для обнуления показаний объема на блоке индикации, предназначенного для осуществления замеров в ручном режиме. Сброс производится приближением к ней магнита, закрепленного к корпусу на тросике. Вращающаяся турбина с магнитом создает переменное магнитное поле, которое преобразуется датчиком Холла в импульсы напряжения. Полученные импульсы преобразуются в показания объема. Съем показаний со счетчика осуществляется по индикатору дисплея в единицах объема и по подключенному к счетчику внешнему устройству. Общий вид счетчиков жидкости ДЕБИТ приведен на рисунке 1. Рисунок 1 Общий вид счетчиков жидкости ДЕБИТ

2 Лист 2 Пломбирование счетчиков жидкости ДЕБИТ осуществляется с помощью наклейкистикера. Место пломбирования счетчиков жидкости ДЕБИТ приведено на рисунке 2. Рисунок 2 Место пломбирования счетчиков жидкости ДЕБИТ Программное обеспечение счетчиков жидкости ДЕБИТ является встроенным. После включения питания встроенное программное обеспечение проводит ряд самодиагностических проверок, во время работы осуществляет сбор и обработку поступающих данных, а также циклическую проверку целостности конфигурационных данных. Программное обеспечение счетчиков жидкости ДЕБИТ предназначено для обработки сигналов, выполнения математической обработки результатов измерений, обеспечения взаимодействия с периферийными устройствами, хранения в энергонезависимой памяти результатов измерений и их вывода на устройства индикации. Идентификационные данные программного обеспечения счетчиков жидкости ДЕБИТ приведены в таблице 1. Таблица 1 Идентификационные данные (признаки) Идентификационное наименование ПО Номер версии (идентификационный номер) ПО Цифровой идентификатор ПО Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО Значение KM.Counter.Exd (0xAE59) CRC-16 CCITT Уровень защиты программного обеспечения от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р В счетчиках жидкости ДЕБИТ предусмотрена надежная защита от несанкционированных вмешательств. Предусмотрено механическое опломбирование счетчиков жидкости ДЕБИТ. Метрологические и технические характеристики Метрологические и технические характеристики счетчиков жидкости ДЕБИТ представлены в таблице 2.

3 Таблица 2 Наименование характеристики Значение характеристики Номинальный диаметр DN 50 DN 80 Расход жидкости: наименьший, q наим, м 3 /ч наибольший, q наиб,м 3 /ч Пределы допускаемой относительной погрешности, % ± 1,5 Измеряемая среда жидкость Параметры измеряемой среды: кинематическая вязкость, м 2 /c от до содержание парафина, %, не более 10 содержание сернистых соединений, %, не более 3 количество механических примесей, мг/л, не более 3000 размер частиц механических примесей, мм, не более 5 Температура измеряемой среды, о С: от плюс 5 до плюс 95 Максимальное рабочее давление измеряемой среды, МПа, не более 4 Потеря давления, МПа, не более 0,05 Цена деления показаний основной строки индикации, м 3 0,1 Цена деления показаний строки индикации ручного замера, м 3 0,001 Величина (цена) одного импульса на кабельном разъеме, м 3 0,05 Группа исполнения по ГОСТ : по устойчивости к воздействию синусоидальной вибрации: по устойчивости к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха: 6 30 L3 Лист 3 B4 Масса, кг, не более Габаритные размеры, мм, не более 220х175х х175х305 Напряжение питания, В, от 10 до 36 Потребляемая мощность, Вт, не более 0,3 Условия эксплуатации: температура окружающего воздуха, о С относительная влажность окружающего воздуха, %, не более атмосферное давление, кпа от минус 45 до плюс от 84 до 107 Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет, не менее 8 Степень защиты IP64 Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р и ГОСТ в зависимости от температуры рабочей жидкости от +5 С до + 70 С 1ExdIIAT6 и II Gb c T6 от +5 С до + 95 С 1ExdIIAТ5 и II Gb c Т5

4 Лист 4 Знак утверждения типа наносится на маркировочную табличку, закрепленную на счетчике, фотохимическим способом и в верхнюю часть слева титульных листов эксплуатационной документации типографским способом. Комплектность средства измерений Комплектность счетчиков жидкости ДЕБИТ представлена в таблице 3. Таблица 3 Наименование Количество Примечание Счетчик жидкости ДЕБИТ 1 шт. Паспорт 1 экз. Руководство по эксплуатации 1 экз. в соответствии с заказом Комплект монтажных частей 1 шт. в соответствии с заказом Комплект запасных частей 1 шт. в соответствии с заказом Методика поверки 1 экз. в соответствии с заказом Поверка осуществляется по документу МП «Инструкция. ГСИ. Счетчики жидкости ДЕБИТ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» г. Средства поверки: рабочий эталон единиц объема и объемного расхода 2-го разряда в диапазоне значений от 6 до 75 м 3 /ч, пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема и объемного расхода равны ± 0,5 %. Сведения о методиках (методах) измерений Методика измерений содержится в разделе «Методика измерений» руководства по эксплуатации на счетчики жидкости ДЕБИТ. Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам жидкости ДЕБИТ 1 ГОСТ «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»; 2 ГОСТ «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расхода (объема и массы) воды»; 3 ГОСТ «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости; 4 ТУ «Счетчики жидкости ДЕБИТ. Технические условия». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений осуществление торговли. Изготовитель Общество с ограниченной ответственностью Торгово-промышленная корпорация «Курзан МЕДИА» (ООО ТПК «Курзан МЕДИА»). Адрес: , Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. Раскольникова, д. 32, офис 6. Тел./факс: (8552) ,

5 Лист 5 Испытательный центр Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»). Адрес: г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А, тел.: (843) , факс: (843) , Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU от г. Заместитель Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии С.С. Голубев М.п г.

Расходомеры — счетчики электромагнитные «ЭНЕРГИЯ-Э»

Приложение к свидетельству 58756 Лист 1 об утверждении типа средств измерений Всего листов 5 ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Расходомеры — счетчики электромагнитные «ЭНЕРГИЯ-Э» Назначение средства измерений

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 м3сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3м3.

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 160м3м3 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:

• сборочные единицы;
• сварные соединения;
• планировку площадки;
• правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления;
• кабельного журнала и акта на скрытые работы.

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:

1. через сепаратор на ручном режиме;
2. через сепаратор на автоматическом управлении;
3. через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

• закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
• открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
• закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

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

• закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
• открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
• закрыть задвижки второго ряда (19)
• производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

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:

• открыть задвижку (24)
• открыть задвижки второго ряда (19)
• закрыть задвижки первого ряда (18)
• установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
• закрыть задвижку (23)
• стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
• установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

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

• произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
• включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ. Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
• поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
• замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
• открыть задвижки первого ряда (18)
• открыть задвижки (28,22,23)
• закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
• открыть краны под манометрами.
• задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание

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

• при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;
• проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики);
• проверка герметичности наружных фланцев;
• проверка герметичности технологического оборудования;
• проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов;
• средств автоматики;
• проверка давления в сепараторе;
• проверка предохранительного клапана;
• проверка работы регулятора расхода и заслонки;
• проверка фиксации каретки ПСМ;
• слив грязи из замерного сепаратора;
• уборка помещений от грязи;
• один раз в три месяца;
• проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);
• проверка контактов реле и магнитных пускателей;
• проверка хода рейки ПСМ;
• проверка хода и фиксации каретки ПСМ;
• осмотр трущихся частей регулятора расхода;
• проверка герметичности каретки ПСМ;
• проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С( один раз в шесть месяцев);
• проверка датчика положения ПСМ;
• проверка работы ПСМ;
• проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии);
• осмотр уплотнений средств автоматики;

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

Поставки счетчика жидкости из России

Статистика поставок

Каталог крупнейших производителей счетчика жидкости из России

На странице представленна информация, с заводами производителями счетчика жидкости. Если вам необходимо найти товар по низкой цене, вы можете обратиться к нашему консультанту по поиску

Образование: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина

Продажа нефтепродуктов из России, Арабских Стран и Мексики

Рынки продаж: Китай, Европа, Америка

Купить товары от производителя

Счетчик жидкости винтовой ППВ 150

Стоимость: Цена по запросу

Product: Screw liquid meter PPV 150

Счетчик жидкости ППВ-100

Стоимость: 90 000 руб/шт

Счетчики жидкости ппв-100/1, 6 (Новые) в наличии

Стоимость: 95 000 руб/шт

Product: Liquid meters ppv-1001, 6 (New) in stock

Счетчик жидкости ППО-40 (с хранения) Без НДС

Стоимость: 39 000 руб/шт

Product: Liquid meter PPO-40 (from storage) Without VAT

ООО КРОНА производство

1. Приборы для измерения и регулирования расхода и количества жидкостей и газов: счетчики жидкости турбинные 1ТОР, счетчики нефти турбинные 1МИГ, счетчики турбинные НОРД-1М, счетчики газа турбинные АГАТ-М, датчики магнитоинду
2. Счетчики жидкостные электронные турбинные для нефти, нефтепродуктов, прочих жидкостей

ОAО ИНЖЕНЕРНО — ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ФИРМА СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА завод

1. элементы оборудования (сборочные единицы) и комплектующие к нему, выдерживающие воздействие давления: счетчики жидкости типа СЖУ на максимально допустимое рабочее давление свыше 0,05 до 25,0 МПа
2. Счетчики жидкости электронные, тип СЖУ, модели: СЖУ-25,СЖУ-25А,СЖУ-50,СЖУ-200,СЖУ-300,СЖУ-25М,СЖУ-100М,СЖУ-200М,СЖУ-500М,СЖУ-500Н; тип СЖУ.З, модели;СЖУ.З-100,СЖУ.З-150,СЖУ.З-200,СЖУ.З-300,СЖУ.З-400,СЖУ.З-500,СЖУ.З-600,СЖУ

ООО ИНЖЕНЕРНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ изготовить

1. Счетчики жидкости турбинные
2. Счетчики жидкости турбинные ТОР.НТ

НАУЧНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ООО НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН (ООО НПО НТЭС) компания

1. Счетчики жидкости СКЖ (ТУ 4318-001-12978946-06)
2. Счетчики жидкости СКЖ (ТУ 4318-001-12978946-06) с Ex-маркировкой

НАУЧНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ООО НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН предприятие

1. Счетчики жидкости

ООО НАУЧНО — ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР АВТОМАТИЗАЦИЯ производитель

1. Расходомер счетчик жидкости «НОТА–В».

ООО ТЕХ СЕРВИС экспортер

1. Оборудование, работающее под избыточным давлением 1 и 2 категории: счетчик жидкости – сырой нефти ковшовый, тип СКЖ-СН
2. Показывающее устройство, работающее под избыточным давлением, 1 и 2 категории: ковшовый счетчик жидкости – сырой нефти,
3. Счетчики количества жидкости — сырой нефти
4. СЧЕТЧИК КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ СЫРОЙ НЕФТИ «СКЖ-СН»
5. Счетчики количества жидкости — сырой нефти
6. Счетчики количества жидкости
7. Счетчик количества жидкости сырой нефти

ООО ТЕХСНАБ поставщик

1. Счетчики жидкости турбинные типа ТОР-Т
2. Счетчики жидкости турбинные TOP-T с маркировкой взрывозащиты 1Ex ib IIB T6 GbТУ 4213-008-50797920-2006
3. Счетчики жидкости турбинные ТОР-Т

ООО АСВЕГА — ИНЖИНИРИНГ продавец

1. Счетчики жидкости,

ООО ВЕГА – ПРИБОР компания производитель

1. Счетчики жидкости,
2. Счетчики жидкости, модели VA2301, VA2302

ООО БУГУЛЬМИНСКИЙ ОПЫТНЫЙ ЗАВОД НЕФТЕАВТОМАТИКИ (ООО БОНЗА) производственное предприятие

1. Счетчики жидкости массовые МАСК (ТУ 4213-002-52424436-04) с комплектующими и маркировками взрывозащиты согласно приложению
2. Счетчики жидкости массовые МАСК (ТУ 4213-002-52424436-04) с комплектующими и маркировками взрывозащиты согласно приложению

ЗАО ЭМИС фабрика

1. Счетчики жидкости камерные «ЭМИС-ДИО 230Л»
2. Счетчики жидкости роторные «ЭМИС-ДИО 230»
3. Счетчики-расходомеры жидкости «ЭМИС-ПЛАСТ 220/220Р»

ООО ТОРГОВО — ПРОМЫШЛЕННАЯ КОРПОРАЦИЯ КУРЗАН МЕДИА предприятие изготовитель

1. Счетчик жидкости «ДЕБИТ-50(80)» МПК55(85) с маркировками взрывозащиты 1ЕхdIIAT6 и II Cb с Т6

ЗАО ИНВЕРСИЯ продавец изготовитель

1. Расходомер-счетчик жидкости ультразвуковой РАПИРА-ПВ с маркировкой взрывозащиты: блока первичного преобразователя БПП – 1ЕхibIIBT5, блока регистра-ции расхода БРР – [Exib]IIB.

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ПРОМСЕРВИС

1. Счетчики жидкости

ООО НАУЧНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ИМПУЛЬС

1. Расходомер-счетчик жидкости и газа

ALPHADYNAMIC CO

1. Счетчики жидкости электронные,
2. Приборы для измерения и регулирования расхода и количества жидкостей: счетчики, модели ADF001AAP-1, ADF001SSP-1, ADF001AAG-1/AMR100, ADF001SSG-1/AMR100, ADF002AAP-1, ADF002SSP-1, ADF002AAG-1/AMR100, ADF002SSG-1/AMR100, ADF
3. Приборы для измерения и регулирования расхода и количества жидкостей: счетчики

ЗАО ЭЛЕКТРОННЫЕ И МЕХАНИЧЕСКИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ

1. Показывающие устройства, 1 и 2 категории, работающие под избыточным давлением, предназначенные для эксплуатации с жидкостями группы 1 и 2: счетчики количества жидкости,
2. Оборудование, работающие под избыточным давлением, предназначенное для эксплуатации с газожидкостными смесями группы 1 и 2: счетчики количества жидкости,
3. Счетчики-расходомеры жидкости «ЭМИС-ПЛАСТ 220»

ООО ИНЖЕНЕРНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ НОВЫЕТЕХНОЛОГИИ

1. Расходомеры-счетчики массового расхода и массы жидкости

ООО НАУЧНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ЭЛЕМЕР

1. Элементы оборудования, выдерживающего воздействие давления: измерительные участки расходомеров-счетчиков вихревых «ЭЛЕМЕР-РВ» категории 1 и 2 предназначенные для газов, паров и жидкостей и используемые для рабочих сред гру

ООО НАУЧНО — ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА БАКС

1. Аппаратура для измерения и контроля расхода жидкостей: счетчик-расходомер массовый
2. Аппаратура для измерения и контроля расхода жидкостей: счетчик-расходомер массовый

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ПРОМЫШЛЕННАЯ ГРУППА МЕТРАН

1. Расходомеры-счетчики вихревые 8800, номинальный диаметр от 25 до 300 мм, максимально допустимое рабочее давление от 0,05 до 24,82 МПа, рабочая среда – газ и пар, жидкость (группы 1, 2),1-я, 2-я категории трубопроводов сог

ООО СИСТЕМЫ ТК ГЕОСТАР

1. Счетчик-расходомер жидкости ГЕОСТАР-СРВУ-102

ООО ЭЛЕМЕР — Р

1. Элементы оборудования, выдерживающего воздействие давления: измерительные участки расходомеров-счетчиков вихревых «ЭЛЕМЕР-РВ» категории 1 и 2 предназначенные для газов, паров и жидкостей и используемые для рабочих сред гру
2. Устройства показывающие: Расходомеры-счетчики электромагнитные «ЭЛЕМЕР-РЭМ», максимально допустимое рабочее давление до 25 МПа, номинальный диаметр свыше 25 до 400мм, работающие под избыточным давлением, для жидкостей с гр
3. Устройства показывающие: Расходомеры-счетчики электромагнитные «ЭЛЕМЕР-РЭМ», максимально допустимое рабочее давление до 25 МПа, номинальный диаметр свыше 25 до 400мм, работающие под избыточным давлением, для жидкостей с гр

ООО МЦЭ — ИНЖИНИРИНГ

1. Установки поверочные: Автоматизированный поверочный комплекс для поверки счѐтчиков жидкости (АПК-ЭТАЛОН), Автоматизированный поверочный комплекс для поверки счетчиков газа (АПК-РГ).

ООО НАУЧНО — ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ВОЛНА

1. Приборы для измерения и контроля расхода жидкостей, электронные: расходомеры-счетчики ультразвуковые,

Наш офис: г. Москва, Южнопортовая улица, 3с2
тел: 8 (800) 551-37-63
email: [email protected]