Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) предназначена для автоматического периодического определения продукции нефтяных скважин и контроля за их технологическими режимами.

Мобильная замерная установка (ПЗУ) предназначена для автоматического периодического определения продукции нефтяной скважины и контроля за её технологическими режимами. Установка состоит из технологического блока и блока контроля и управления, смонтированных на санях или прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений.

Блоки гребенок БГ используются на кустовых насосных станциях и предназначены для распределения технической воды и поддержания ее давления в скважинах. Вместе с поддержанием давления блок осуществляет измерение давления воды, ее температуры и объема.

Блоки переключения скважин БПС — установленная в укрытие запорно-регулирующая арматура для обеспечения периодического подключения скважин к автоматизированной установке измерения дебита скважин.

  • измерение дебита скважин с высокой вязкостью нефтяной жидкости;
  • измерение дебита скважин с высоким расходом как по жидкости, так и по газу;
  • применение материалов и оборудования в коррозионно-стойком исполнении, при высоком содержании сероводорода до 6%;
  • широкая линейка и возможности применения КИПиА ведущих фирм и производителей как отечественных, так и зарубежных производителей по требованию Заказчика;
  • возможность модернизации АГЗУ как в полевых, так и в стационарных условиях для приведение в полное соответствие требованиям ГОСТ Р 8.615 с выдачей всей исполнительной и метрологической документацией;
  • возможность покомпонентной поверки КИПиА.

Областью применения установок являются системы герметизированного сбора нефти и попутного газа на нефтепромыслах.

Метрологические характеристикиЗначение
Расход нефтегазоводяной смеси, т/сутот 0,24 до *7000
Расход газа, приведенного к стандартным условиям, м3 сут, не более*5000000
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси±2,5
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси
до 70 % (объемная доля воды)
от 70 до 95 % (объемная доля воды)
от 95 % (объемная доля воды)		±6
±15
не нормируется
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси±5,0

*Диапазоны метрологических характеристик СИДС, приведенных в таблице, сужаются в зависимости от конструктивных особенностей, технических параметров и условий эксплуатации нефтегазового сепаратора и трубопроводной арматуры Однако, в любом случае, СИДС, нефтегазовый сепаратор и трубопроводной арматура в комплексе обеспечивают основные требования Заказчика, которые уточняются при заказе.

 

Основные технические характеристикиЗначение
ИзменяемаясредаНефтегазоводяная смесь
Рабочее давление, МПа, не более16,0
Характеристика измеряемой среды:
-температура, в пределах, С
-содержание доли воды в скважинной жидкости, в пределах, %
-плотность скважинной жидкости, кг/ м3		от -5 до +150
от 0 до 100
от 600 до 1500
Газовый фактор, м3/т, не более250 000
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования, размещаемого во взрывоопасной зоне технологического помещениявзрывозащищенное
Исполнение электрооборудования, размещаемого во взрывобезопасной зонеобщепромышленное

*Диапазоны технических характеристик СИДС, приведенных в таблице, корректируются в зависимости от конструктивных особенностей, материала изготовления и других технических параметров и условий эксплуатации Однако, в любом случае, СИДС, нефтегазовый сепаратор и трубопроводной арматура в комплексе обеспечивают основные требования Заказчика, которые уточняются при заказе.