Результаты поиска по \"асма-т\". Обслуживание агзу «спутник» и «асма Установка асма т

В процессе разработки месторождений работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам добывающего фонда имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми методами измерения дебита нефти являются объемный и массовый способы.

Большинство существующих в настоящее время замерных установок используют три основных принципа измерения дебита скважин:

• § объемный метод измерения дебита (с последующим пересчетом в массовый), основанный на замере времени налива калиброванного объема, или на косвенном измерении проходящего объема жидкости и газа с помощью турбинных и/или вихревых преобразователей расхода;
• § гидростатический метод, основанный на использовании зависимости гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в емкости;
• § прямой метод измерения массового дебита, основанный на применении двух массовых расходомеров - на линиях измерения дебита жидкости и газа.

Все эти методы имеют существенные недостатки.

К недостаткам объемного метода измерения дебита относятся:

• § чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в накопительной емкости при большом газовом факторе продукции скважины;
• § зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
• § высокие требования к узлу сепарирования;
• § низкий предел измерения газового дебита;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

К недостаткам гидростатического метода относятся:

• § высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в вычислениях большого количества эмпирических коэффициентов и переменных для вычисления результата измерения;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

К недостаткам метода с использованием массовых расходомеров относятся:

• § высокие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке измеряемого газа);
• § низкий предел измерения дебита газа;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
• § отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

Объемный метод дает удовлетворительные результаты в случае однофазной жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений.

В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

• § ЗУГ - замерные установки групповые;
• § АГУ - автоматизированные групповые установки;
• § АГЗУ - автоматизированные групповые замерные установки;
• § блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник».

В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

Спутник - А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Рис. 1.

1 - выкидные линии от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной скважины; 5а - сборный коллектор; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой цилиндр; 13 - отсекатели

Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.

Недостаток Спутника - А - невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.

Спутник-В как и Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.

Рис. 2.

1 - распределительная батарея; 2 - емкость для резиновых шаров; 3 - штуцеры; 4 - трехходовые клапаны; 5 - Замерная линия для одиночной скважины; 6 - трехходовые краны; 7 - коллектор обводненной нефти; 8 - коллектор безводной нефти; 9 - гамма - датчик уровня; 10 - сепаратор; 11 - диафрагма; 12 - заслонка; 13 - сифон; 14 - тарированная емкость; 15 - тарированная пружина.

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма- датчиками верхнего и нижнего уровней 9 и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

При измерении дебита жидкости при помощи Спутника-В считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Результаты измерения пересчитываются с учетом времени заполнения емкости в т/сут и фиксируются в БМА.

При наличии отложений парафина в выкидных линиях скважин предусмотрена их очистка резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник-Б-40 также, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник-Б-40 является более совершенным по сравнению с Спутником-А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

На рисунке 3 приведена принципиальная схема Спутника-Б-40.

Рис. 3.

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок для одной скважины; 6 - сборный коллектор; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки закрытые; 10, 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16, 16а - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти; 24 - выкидные линии скважин.

Наибольшее распространение для определения содержания воды в нефти получил косвенный метод измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость e = 2.1ё 2,5 тогда как e минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящее время влагомеры работают на основе измерения емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду

Групповые измерительные установки различаются:

• § по методам измерения дебита жидкости -- объёмные, весовые, массовые;
• § по режиму измерения -- с поочерёдным или одновременным подключением скважин (группы скважин);
• § по числу измеряемых параметров -- однопараметровые (дебит жидкости), двухпараметровые (дебит нефти и воды или дебит нефти и газа), трёхпараметровые (с контролем производительности по нефти, газу и воде).

Основные функциональные узлы групповых измерительных установок: переключатель, посредством которого одна из присоединённых к установке скважин подключается на измерение; сепаратор свободного газа; расходомер (дебитомер) для измерения дебитов скважин по жидкости; устройства контроля производительности скважин по газу; блок местной автоматики для периодического контроля скважин; устройства аварийной сигнализации (с подачей сигналов в систему телемеханики); предохранительные клапаны; отсекатели, перекрывающие поток от скважины или отключающие систему от коллектора (при нарушении режима и аварийной ситуации), входные и выходные устройства для пуска и приёма депарафинизационных шаров при очистке трубопроводов от парафина; в некоторых типах групповых измерительных установок также обогреватели сборного пункта и продукции. Измерение дебитов скважин в групповых измерительных установках проводится с поочерёдным циклическим подключением скважин по программе, задаваемой блоком автоматики (предусмотрено также внеочередное измерение дебита). Иногда групповые измерительные установки присоединяют к системам промысловой телемеханики с дистанционным контролем работы скважин (производительности, аварийной сигнализации). Измерению дебита жидкости предшествует сепарация газа с последующей подачей отсепарированной жидкости в дебитомерное устройство (исключение составляют установки, измеряющие массу продукции). После измерения накопленного на заданное время объёма жидкости последняя вместе с газом подаётся в промысловый коллектор. На точность измерения влияют недостаточная сепарация содержащегося в продукции скважин растворённого газа, нестационарный режим измерения и переходные процессы, возникающие при переключении скважин, и др. Тип групповых измерительных установок обусловливается в основном производительностью, плотностью расположения и удалённостью скважин. Наиболее распространены установки типов "Спутник" (в различных модификациях), БИУС-40, АГМ-2,3. Первые рассчитаны на подключение 14 скважин с дебитами жидкости 1-400 м3/сутки ("Спутник" -- А16 и А40) и 5-500 м3/сутки (А25, Б40), а также 24 скважин (Б40-24) с дебитами жидкости 5-400 м3/сутки. На групповой измерительной установке "Спутник"-Б40 устанавливается автоматический влагомер, измеряющий влагосодержание нефти. В групповых измерительных установках типа "Спутник"-BMP измеряется масса продукции скважин без предварительной сепарации газа, дебит жидкости 4-100 м3/сутки.

В случае удалённости отдельных скважин от основной группы или расположения их на отдельных небольших участках применяются блочные малогабаритные замерные установки типа БИУС-40, рассчитанные на подключение 2-4 скважин с дебитом жидкости не более 100 м3/сутки (принцип действия аналогичен групповым измерительным установкам "Спутник"-А). Установки выпускаются в двух вариантах: с подогревом и без подогрева продукции скважин.

Групповые измерительные установки типа АГМ-2 или АГМ-3 предназначены для измерения дебита (по воде и нефти) скважин, оснащённых штанговыми насосами. Действуют совместно с проводной системой телемеханики, что позволяет с диспетчерского пульта контролировать 12 групповых измерительных установок, к каждой из которых подключается 8 (АГМ-2) или 16 (АГМ-3) скважин. В установке используется объёмный метод измерения дебита жидкости.

Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА. Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных установках, изготавливаемых ООО «СОЗАиТ». Этот метод позволяет измерять скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.

К достоинствам метода статического взвешивания относятся:

• § нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой жидкости;
• § наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие, возможность измерение дебита газа большей величины;
• § соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005;
• § канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает достоверность получаемых результатов.

Недостатком данного способа является высокая погрешность измерения на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанном способе измерения дебита, обладают общим недостатком - это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Рис. 4.

Рис. 5. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с многоходовым переключателем скважин

Рис. 6. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с электроприводными переключающими клапанами

Рис. 7. Структурная схема измерительного канала дебита жидкости

В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются транспортабельными замерными установками.

Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300» предназначена для определения суточных дебитов жидкости, нефти и воды, путем измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин.

Область применения установок - нефтяные и газовые месторождения.

Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнере, который монтируется на шасси автомобиля повышенной проходимости с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм.

Измеряемая среда - жидкость (нефтеводогазовая смесь):

Рабочее давление до 4,0 МПа

Температура от минус 10 до плюс 50°С;

Вязкость до 500 сСт;

Скорость коррозии, не более 0,2 мм/год.

Климатическое исполнение установки УХЛ1, но для работы при температуре окружающей среды от минус 43 до плюс 50°С и относительной влажности 98% при температуре 15°С.

Технические характеристики:

Дебит скважины, подключаемой к установке:

По жидкости, т/сут от 0,1 до 400

По выделившемуся при рабочих условиях газу, приведенным к

нормальным условиям, м 3 /сут до 300000

Относительная погрешность измерения массы жидкости

(газожидкостной смеси), не более, % 2,0

Относительная погрешность определения среднесуточного

дебита по жидкости, не более, % 2,5

Относительная погрешность определения объема попутного

нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, не более, 5,0

Относительная погрешность определения влажности нефти в поддиапазонах:

а) от 0 до 60% (эмульсия типа «вода в нефти»), % ±2,5

б) свыше 60 до 100% - ±4,0%.

Количество скважин, подключаемых к установке, 1

Диаметры условных проходов входного и выходного патрубков, м 50

Потеря давления при максимальном расходе жидкости, не более, МПа 0,02

Напряжение, В 380 / 220

Частота, не более, Гц 50 ± 1

Установленная мощность, не более, кВА 20

Габаритные размеры, не более, мм 9860х2500х3960

Масса, не более, кг 16850

Рисунок 1 – Установка масооизмерительная транспортабельная

АСМА-Т-03-400-300:

1 – поручень к лестнице; 2 – опора винтов; 3 – дренажный бак; 4 – башмак; 5 – ящик для винтовых опор; 6 – ящик заземления; 7 – ящик трубопровода для подключения.

Рисунок 2 – установка по замеру продукции Спутник – А

Помещение АГЗУ относится к классу опасности В-1а. Класс опасности

определяется по справочнику- классификатору и наносится на помещение АГЗУ.

Также на табличке перед входом в АГЗУ должно быть указано, время

проветривания, фамилия, имя, отчество лиц ответственных за исправное и противопожарное состояние - все эти данные должны быть обязательно нанесены яркой краской на видном месте помещения АГЗУ.

Установка щитового помещения должна находиться не менее 12м от замерной – переключающей установки. Перед входом в АГЗУ, необходимо включить вентилятор на 5 – 10 мин.

При длительном пребывании внутри установки, при проведении работ с вынужденным разливом нефти, вентилятор должен работать постоянно.

При отсутствии электроэнергии, вентиляция установки обеспечивается открыванием обеих дверей.

На замерной переключающих установках красной краской выполняются надписи: “ОГНЕОПАСНО”, “ВКЛЮЧИТЬ ВЕНТИЛЯЦИЮ

Внутри АГЗУ должны быть нанесены краской номера скважин подключенных к установке, должен быть в наличии журнал оператора, куда следует производить записи после производства замера. Должны быть в наличии схема включения сосуда работающего под давлением и выписки из инструкций по безопасной эксплуатации и противопожарной безопасности.

Во время работы оператор добычи нефти и газа должен соблюдать требования настоящей инструкции, правила противопожарной безопасности и правила личной гигиены, культуру производства на вверенных ему участках работы.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО АГЗУ

Установка автоматизированная групповая “СПУТНИК” АМ-40-10-400 или АМ-40-14-400 предназначена для замера периодического изменения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин и для последующего определения дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, раздельный сбор обводненной и необводненной нефти.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

Прежде чем войти в помещение АГЗУ для производства замеров оператор обязан включить вентиляцию или естественным образом проветрить помещение в течении 15-20 минут.

Таблица 2 – Основные технические данные

Максимальный дебит одной замерной скважины	т/сут.
Предел допускаемой относительной погрешности при оперативном измерении количества жидкости,	%	не более + 6,0
Количество подключаемых скважин на замер	шт.	10 - 14
Рабочее давление	кг/см 2 ,	не более 40
Температура рабочей среды	о С	+5 о С - +70
Питание пневматических цепей:
давление газа	кг/см 2	не более 40
перепад давления между замерными сепараторами и общим коллектором	кг/см 2	0,3 – 1,2
Питание электрических цепей	род тока	переменный
напряжение		380 / 220 В
частота	Гц	50+1
потребляемая мощность	кВт,	не более 10
Температура окружающей среды	о С	+50 о С
Исполнение приборов замерно - переключающей установки		взрывозащищенное
Класс помещения замерно – переключающей установки		В – 1а
Исполнение щитового помещения		обыкновенное

УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ

Схема установки работает следующим образом:

Манифольды скважин подсоединяются к патрубкам замерно- переключающей установки через обратные клапана.

Продукция скважин поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. Из переключателя (ПСМ) скважин направляется в гидроциклонную головку замерного сепаратора, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Это необходимо для более точного замера объемного дебита скважины.

Продукция остальных скважин поступает в общий трубопровод при открытой заслонке.

Количество жидкости, выдавливаемой газом из сепаратора, измеряется счетчиком ТОР – 1 – 50.

Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает цилиндрическое прохождение, т.е. по полному сечению трубы жидкости, через счетчик ТОР – 1 – 50 с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью.

Счетчик ТОР – 1 – 50 выдает импульсы на блок управления и индикации после прохождения через счетчик 50 метров жидкости. Кроме того, счетчик имеет шкалу со стрелкой и механический интегратор.

Поочередное переключение скважин к переключателю ПСМ производится при помощи задвижек.

Установка может работать в трех режимах:

1. Через замерной сепаратор на ручном управлении.

2. Через замерной сепаратор на автоматическом управлении.

3. Работа по байпасу.

Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения. В каждом отдельном случае оно согласовывается с ИТР цеха добычи.

Подсчет дебита производится по формуле:

Q = 1440 --------- КУ (1)

Q – суточный дебит, т/сут. ;

Н1 – показание счетчика в начале замера, м 3

Н2 – показание счетчика в конце замера, м 3

Т1-Т2 – время замера, мин

К – поправочный коэффициент счетчика

У – удельный вес нефти, т/сут.

При переводе скважины на работу по байпасу:

Открыть задвижки 1-го ряда;

Закрыть задвижки 1-го ряда, установить каретку рукояткой ручного управления между двумя стволами;

Стравить давление.

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка, поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, физических свойств.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС), газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием.

Схему и оборудование ДНС УПСВ рассмотрим на примере Савуйского месторождения.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется сепарация, обезвоживание продукции скважин и транспорт ее с остаточным содержанием газа 4-5 м 3 /т и воды до 10% на КСП-2 ЦППН.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется предварительный сброс пластовой воды из жидкости, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов на прием КНС-1.

Газ после 1 ступени сепарации используется на КС-44, котельную, аппараты «Хитер-тритер», излишки газа подаются на факел. Газ со 2 ступени сбрасывается на факел.

Состав оборудования ДНС-1 УПСВ-1 Савуйского месторождения:

С-1/1,2 - сепараторы I ступени сепарации ДНС типа НГС 1,6-3000-М2, У=100м 3 -2шт.;

ТС-1,2,3 - трехфазные сепараторы «Хиттер-Триттер» фирмы «SIVALLS» - 3 шт.;

С-2/1,2 - сепараторы II ступени сепарации ДНС (буфер-сепаратор), типа НГС 1,6 - 3000-М2, V=100m 3 -2iht.;

Г-1 - газовый сепаратор, типа НГС 1,6-3000-М2, V=100m 3 - 1 шт.;

Г-2 - газовый сепаратор вертикальный для подготовки топливного газа для аппаратов «Хитер-Тритер» и нужд котельной типа СЦВ -500-2-2, V=0,5 м 3 -1 шт.;

К-1 - конденсатосборник, объемом 4 м 3 - 1 шт.

ЕМ - емкость метанола типа ЕМ 1-4-1,0-3 - 1 шт.

ЕР - емкость ингибитора коррозии типа ЕЙ 1-25 -1 шт.

Ф-1 - факел аварийного сжигания газа - 1 шт.

К-2 - конденсатосборник типа ЕПП-2000-2-К V= 25м 3 - 1 шт.

РО-2, РО-1 - технологические резервуары подготовки пластовой воды типа РВС-5000;

Р-1 - аварийный резервуар типа РВС-5000;

Н-1,2,3 - насосная откачки нефти с насосами типа ЦНС 60-264 (3 шт.);

БРХ - блок реагентного хозяйства типа БДР - «ОЗНА» НДУ 10/10 для подачи деэмульгатора с насосами NP-33«BRAN - LUEBBE»;

ЕП-1,2,3.4 - аварийные дренажные емкости типа ЕПП-40-2400-2-2 - 4 шт. с погружными насосами типа НВ 50/50-4 шт.;

Е-1,2 - емкости для сбора промливневых стоков типа ЕПП 40-2400-2-2, V=25 м 3 с погружными насосами типа НВ 50/50-2 шт.;

Н-6/1,Н-6/2 - насосная откачки подтоварной воды с насосами типа 1Д-315-71 - 1 шт. и насосы 630 1 Д90 (2шт);

1. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1.1. Технологическая схема УПСВ на ДНС-1 1.1.1. Описание потока сырья

Обводненная газонефтяная смесь от замерных установок поступает на узел дополнительных работ ДНС-1, далее по трубопроводу Ду-530 через электрозадвижку №1 поступает в сепараторы I ступени сепарации С - 1/1,2,где происходит первичная сепарация при Р=0,5-0,75 МПа и температуре t = 30-45°С.

Регулирование уровня в сепараторах С-1/1,2 происходит с помощью регулирующих клапанов № 8,12, поддерживающих уровень жидкости в сепараторах Н = 1,2-1,6 м.

Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №113, №114 поступает в газосепаратор Г-1.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-1 после сепараторов С-1/1,2 через открытую задвижку № 16, поступает на УПСВ, задвижка № 18 на ДНС при этом должна быть закрыта.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах ТС - № 1,2,3 (HEATER-TREATER) производства фирмы СИВАЛС (США).

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазные сепараторы ТС - № 1,2,3 через открытые задвижки 28, 30, 32 и через входные штуцеры Ду=250, расположенные наверху емкостей.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа и свободной воды от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и сливается с жидкой фазой вниз емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в установке и выводится на нефтегазосепараторы НГС -2/1,2 через открытые задвижки № 9.1, 9.2, 9.3 в БУ, так же имеется возможность сбросить выделившийся из нефти газ на факел, для чего необходимо открыть задвижку № 151 и закрыть задвижку № 152 .

Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалессирующие фильтры (коалессоры).

Коалессирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных вертикальных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалессора. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на нижней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти.

Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти.

Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппаратов ТС - № 1, 2, 3, откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапаны № 74/1, 74, 73/1, 73, 72/1, 72 выводится из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты через открытую задвижку № 35 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2, где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.1-0.6 МПа и температуре 30^15 о С. Уровень в сепараторах С-2/1,2 поддерживается с помощью клапана-регулятора №20. После сепараторов-буферов разгазированная нефтяная эмульсия направляется на прием насосов Н-1/1...3. На входе насосов установлены электрозадвижки: ЗД №16, 9, 5 на приеме, ЗД 17, 1, 3 на выходе. На узле учета нефти предусмотрены две рабочие замерные линии и контрольная линия с магнитно-индукционными турбинными счетчиками. После замера нефть через открытую электрозадвижку ЗД 78 транспортируется по напорному нефтепроводу на КСП-2 ЦППН.

В аварийном режиме предусмотрена подача нефти в аварийный резервуар Р-1
открытием задвижек №24,43. Откачка нефти из аварийного резервуара Р-1

производится одним из насосов Н-1/1...3 по самостоятельному трубопроводу.

При возникновении аварийных ситуаций установка переводится на резервную схему работы в режиме ДНС. При остановке аппаратов ТС-1,2,3 поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I ступени и далее через открытые задвижки №18, 115, 19 и при закрытых задвижках №16, 17 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2. Далее жидкость подается на прием насосов внешней откачки через входные задвижки №23, 22, 20 и откачивается Н-1/1 ...3 через открытые выкидные задвижки в нефтяной насосный №17, 1,3 , через узел учета на КСП-2.

Освобождение аппаратов, сбор дренажных стоков, утечек с сальников насосов осуществляется в дренажную емкость Е-6. При достижении в емкости максимального уровня автоматически включается насос НВ-50/50, который откачивает жидкость на прием насосов внешнего транспорта или на вход сепараторов С-2/1,2.

1.1.2. Отвод газа

Нефтяной попутный газ, выделившийся в сепараторах С-1/1,2 направляется через открытые задвижки № 113, 114 в газосепаратор Г-1 со встроенным каплеуловителем. Конденсат из газосепаратора по мере накопления сбрасывается через задвижки №167, 163 в дренажную емкость К-1. В газосепараторе установлен сигнализатор верхнего предельного уровня жидкости. Давление поддерживается с помощью клапана-регулятора №120/1, который поддерживает давление в Г-1 Р=0,75...0,65 МПа. После узла регулирования давления газ направляется на узел учета газа. Пройдя узел замера расхода, газ подается на КС-44 . Давление в газопроводе Р=0,6 МПа, Газ, выделившийся в трехфазных аппаратах ТС-1, ТС-2 и ТС-3 через задвижки № 9.1,9.2, 9.3,152 поступает в сепараторы II ступени С-2/1,2. Газ из сепараторов-буферов С-2/1,2 направляется через открытую электрозадвижку ЗД130 на факел.

При этом давление в сепараторах-буферах поддерживается при помощи регулирующего клапана №131. Часть газа отбирается из газопровода после Г-1 и подается на площадку подготовки топливного газа. Подготовка газа осуществляется в центробежном газосепараторе Г-2. Конденсат, выделившийся в газосепараторе Г-2, собирается в емкость К-2, откуда по мере накопления через задвижку №204 откачивается на прием насосов внешней откачки. Газ, поступающий в качестве топлива на «Хитер-тритер» подается из вертикального газосепаратора Г-2 на площадке топливного газа через открытые задвижки №206, 207, 194, 193.Газ поступающий на газовую котельную в качестве топлива подается из сепаратора Г-2 через открытые задвижки №200, 119. Все аппараты С-1/1, С-1/2, С-2/1, С-2/2, Г-1, Г-2 , ТС-1, ТС-2, ТС-3 снабжены предохранительными клапанами. При срабатывании предохранительных клапанов газ по системе трубопроводов подается на факел.

В аварийных случаях при сбросе газа с газосепаратора Г-1 на факел, подачагаза в газосепаратор Г-2 производится с газопровода на КС-44.

1.1.3. Сбро с пластовой воды

Вода, выделившаяся в установке из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Далее вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два механических клапана-регулятора сброса пластовой воды.

Далее через открытые задвижки №74, 73/1, 73, 72/1, 72 по трубопроводу Ду426 неочищенная пластовая вода поступает в резервуары РО -2,3 V=5000m3 через задвижки №68, 70, 71 67, 65, где осуществляется подготовка до необходимых величин. Так же в эти резервуары поступают ливневые стоки из емкости Е-5 через задвижку №168.

После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров подготовки пластовой воды РВС-5000 №2,3 через задвижки № 55, 57, 54 самотеком поступает на прием насосов откачки подтоварной воды Н-6/1,2,3 и далее через узел учета пластовой воды в систему низконапорных водоводов на КНС-1.

Уловленная нефть с уровня Н=8,6 м или 9,6 м по трубопроводу Ду219 через задвижки из РО-1,2 № 77, 49, 56, 69, 52 поступает самотеком на прием насоса Н-3/1 (ЦНС-60-264) и откачивается на ЦППН. Предусмотрен безнапорный вариант подачи уловленной нефти в аварийный РВС-5000 Р-1 через задвижки № 52, 56, 50, 66 при этом задвижка № 49 должна быть закрыта.

Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока с задвижками № 59, 51. При закрытии задвижек № 57, 68, 71 и открытии задвижек № 59, 51, 54 вода поступает из одного резервуара в другой последовательно.

Для зачистки резервуара отвод шлама из РО-2, РО-1 производить через дренажные штуцера путем открытия задвижек № 58, 53 промливневую канализацию, а затем в емкость для сбора промливневых стоков Е-5 V=25 м 3

Жидкость из аппаратов ТС № 1, 2, 3 при регламентных работах, а также в аварийных случаях поступает в заглубленную емкость V-40 м Е-1, далее откачивается на очистные сооружения, в аварийный Р-1 или на прием насосов откачки нефти с ДНС-1.

1.1.4. Подача реагентов

Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС-1 УПСВ-1, в трубопровод входа подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии 1...2% весовых.

Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» подается через открытую задвижку №281 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.

Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.

Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.

Раствор деэмульгатора вводится через открытые задвижки № 98, 97 и обратный клапан во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.

Все реагенты-деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующие особых мер предосторожности при получении, перевозке и заправке емкостей реагентов.

При выводе одного из аппаратов «Хиттер-Триттер» на профилактический ремонт, обводненность выпускаемой нефти повышаться и поэтому в это время блоком БДР закачивается в нефтепровод внешнего транспорта деэмульгатор через задвижку № 88/1.

Пуск и установку блочной установки дозирования реагентов БРХ необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР - «ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.

1.1.5. Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева
трехфазных аппаратов ТС-1, 2, 3

Газ для горелок может подаваться из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника сепаратора Г-2. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС - 1 через задвижки № 206, 207, 194, 193 и задвижки 152,157,158 которые находятся у скрубберной емкости.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемернои колонкой и дренажными клапанами, для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор давления PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, клапаны регуляторы температуры ТС 1 и ручные отсекающие клапана.

Клапаны регуляторы температуры ТС 1 управляются чувствительным элементом, который установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС 1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор давления газа PR1, который снижает давление до 0,11 Мпа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручные отсекающие клапана, которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом. 1.1.6. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек

Освобождение нефтегазосепараторов первой и второй ступеней НГС 1/1,2, НГС2/1,2, газосепараторов Г-1,2 осуществляется в подземную емкость Е-1,Е-2,К-2 по дренажным трубопроводам, соединенным в единую дренажную систему.

Дренаж с фильтров нефтяных насосов и узла учета нефти, освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ, а также дренаж; с трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер» производится в подземную дренажную емкость Е-5, Е-6(закрытый слив).

Дренаж сальниковых утечек с нефтяных насосов ЦНС 60-264 осуществляется в подземную дренажную емкость Е-1 .

Откачка жидкости с подземных дренажных емкостей Е-1,2,5,6,К-2 производится установленными насосами НВ 50/50 на прием насосов внешней откачки.

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепараторах, газосепараторах, трехфазных сепараторах «Хиттер-Триттер», резервуарах, насосах, после освобождения от продукта, осуществляется на фланцах приемо-раздаточных патрубков аппаратов.

Схема дренажных трубопроводов с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, входит в состав технологической схемы УПСВ на ДНС-1 Савуйского месторождения. 3.1.7 Описание работы факельной системы

Газ в аварийном режиме и с предохранительных клапанов подается на факел аварийного сжигания газа Ф-1. В качестве факела применена факельная установка УФМГ 300-«ХЛ» с системой автоматического дистанционного розжига.

На факельной линии установлена расширительная камера Ду-700 мм для выделения из факельного газопровода капельной жидкости, унесенной вместе с газом из сепараторов ДНС. Уловленная жидкость из расширительной камеры собирается в подземную емкость К-2, откуда при достижении максимального уровня откачивается погружным насосом НВ 50/50 на прием насосов внешнего транспорта. В факельную систему газ направляется в следующих случаях: - при ремонте КС-44 - при порыве газопровода от ДНС (в этом случае сбрасывается газ 1 ступени
сепарации открытием электрозадвижки № 134)

При срабатывании предохранительных клапанов аппаратов.

1.2. Описание системы автоматизации УПСВ на ДНС-1

Система автоматизации ДНС-1 УПСВ предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов УПСВ на ДНС-1 осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной ДНС. Принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации. Комплектная компьютерная система позволяет осуществлять полный контроль работы установок «Хиттер-Триттер». При описании средств автоматики установок «Хиттер-Триттер» использовался чертеж Е 1141900R.

1.2.1. Установка трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер»

Установка трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер» оснащена механическими контрольными клапанами, контролирующими уровень и расположенными на линии выхода нефти (CV2) и на линии выхода воды (CV1). Эти клапаны открываются и закрываются регуляторами уровня воды и нефти (поплавками). При повышении уровня нефти поднимается поплавок уровня нефти (LC2) и механически открывает нефтяной контрольный клапан. При повышении уровня воды поднимается поплавок уровня воды (LC1) и механически открывает водяной контрольный клапан. Для пропускания больших объемов воды установка оснащена двумя регуляторами уровня воды и двумя клапанами. Давление в емкости поддерживается контрольным клапаном обратного давления (BPV1), установленным на газовой выкидной линии.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала жидкость, топливный газ сначала проходит через скруббер топливного газа (SCRUB 1). Скруббер оснащен датчиком высокого уровня конденсата (LSH2), который отсекает подачу топливного газа, если скруббер наполнился жидкостью. Скруббер также оснащен ручным дренажным клапаном (HV6), позволяющим оператору периодически сливать собравшуюся жидкость.

Из скруббера топливного газа топливный газ из главной горелки проходит через регулятор топливного газа (PR2), который снижает давление в системе до 2,5 кг/см 2 . Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана (XSV2), контрольные клапаны (ТС1) и ручной отсекающий клапан (HCV3). Контрольные клапаны (ТС1) управляются регуляторами температуры (ТС1), чувствительный элемент которых установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны (ТС1) открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки. Топливный газ проходит через регулятор газа (PR1), который снижает давление до 1,1 кг/см 2 . Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан (XSV1) и ручной отсекающий клапан (HV1), которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

Контроль за пилотными горелками в обеих жаровых трубах осуществляется ультрафиолетовыми детекторами на контрольной панелигорелки (BURNER). При неисправности горелки соленоидные клапаны (XVS1 и XVS2) закрываются.

Для последующей продувки и зажигания необходимо сбросить аварийный сигнал на контрольной панели горелки.

Вспомогательные средства автоматики включают следующие приборы:

Смотровые CTemia(LGl и LG2) для наблюдения за уровнем нефти в установке и определения уровня раздела фаз между нефтью и водой;

Рабочие манометры (РН и PI2);

Манометры для измерения давления дымовых газов (РИ);

Датчики высокого и низкого уровня (LSH1 и LSL2);

Термометры (ТИ);

Температурные датчики на входе в установку и в установке (ТТ1 и ТТ2);

Датчик давления (РТ);

Датчик расхода газа (FT);

Нефтяной и газовый турбинные счетчики (FM1 и FM2);

В средства безопасности входят следующие приборы:

Предохранительные клапаны (PSV1 и PSV2);

Защитный диск (SH1);

Датчики высокой температуры в установке (TSH1);

Датчики высокой температуры дымовых газов (TSH2);

Датчики высокого и низкого давления топливного газа (PSH1 и PSL);

Датчик высокого уровня конденсата в скруббере (LSH2);

Система зажигания с аварийным отключением в случае неисправности горелки.

На контрольной панели горелки находится следующее:

Переключатель ON/OF (Вкл./Выкл.), который отсекает входящее на панель напряжение;

Кнопка RESET (Сброс);

Кнопка BURNER START (Запуск Горелки);

Кнопка BURNER STOP (Остановка горелки);

Два последовательных контакта SPST для «Проверки состояния обеих горелок»;

Два последовательных контакта SPST для «Отключения из-за неисправности горелок»;

Контакт SPST для входа сигнала с компьютера на отключение.

Жаровые трубы оснащены огнепреградителями, в которых находятся главные и пилотные горелки. На вытяжных трубах установлены молниеотвод и защитный колпак

от дождя. Регулятор обратного давления (BPV1) и мерная трубка (FE), необходимые для правильной работы установки, смонтированы на газовой выкидной линии.

В блоке управления находятся светильники, обогреватели, вытяжной вентилятор, датчик загазованности и термодетектор на случай пожара. Датчик температуры воздуха в блоке управления замеряет температуру в блоке. Управление обогревателями осуществляется датчиком, который поддерживает температуру в диапазоне от 0°С до 1,7°С. Вытяжной вентилятор управляется датчиком загазованности. Он запускается при концентрации горючих смесей в воздухе 20% и выше от нижнего порога взрываемости. На дне емкости установлены аноды, предохраняющие стальные поверхности аппарата от коррозии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Нефте-промысловое оборудование. Справочник Е.И. Бухаленко, В.В.Вершковой, Ш.Т. Джафаров, Э.С.Ибрагимов, А.А. Каштанов, Н.Г. Курбанов, О.И. Эфендиев.

2. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1989.

3. Атипаев А.О. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин -Сургут:Нефть Приобья, 1999.

4. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений - М.: Недра, 1990.

5. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования - М.: Недра, 1985.

6. Методы борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями в скважинах и нефтепромысловом оборудовании - ВНИИОЭНГ: Роснефть,2003.

7. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03-Санкт-Петербург: ООО «БиС»,2003.

9. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика - М.: Недра, 1986.

10. Технологические инструкции по ведению работ при добыче нефти, повышении нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин, исследовании скважин.

11. Условия по обеспечению безопасности работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения.

12. Матвеев С.Н.. Теория и практика добычи нефти.- СУРГУТ. Рекламно-издательский центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз»; 2003.

13. Скважинная добычи нефти И.Т. Мищенко 2003.

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебеты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-замерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг oт друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике. После замера нефть направляется в сбор ный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Продукция нефтедобывающих скважин подается на замерную установку типа «Спутник», на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Спроектированы и применяются установки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-Б40» и «Спутник-Б40-24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 7.6).

Он предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно­ определяющий про-центное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки)15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебеты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 7.6) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее - в коллектор безводной нефти 23.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16 а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правою часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения, и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16 а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается движение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Разработан также «Спутник-Б40-24», который отличается от «Спутника-Б40» лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».

В установке «Спутник-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большого содержания парафина. При значительном содержании парафина, смол и механических примесей они откладываются в тарированной емкости замерного устройства и снижают точность замеров.

Параметры установок типа «Спутник» приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Параметры установок типа «Спутник»

Параметры
Число подключаемых скважин
Рабочее давление, МПа
Пределы измерения по жидкости, (м /сут)
Погрешность измерения по жидкости, %

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен дин автоматического или ручного перевода продукции скважин в замерный сепаратор (рис. 7.7).

Техническая характеристика переключателя ПСМ-1М при in

Рабочее давление, МПа 4

Диаметр патрубка, мм.

Входного 70

Общего выходного 150

Замерного 70

Число входных патрубков 14

Максимальный перепад давления между

замерным патрубком и общей полостью, МПа 0,3

Напряжение питания датчика положения, В 220

Исполнение датчика положения Взрывонепроницаемый Ш1

Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 7.7 б) состоит из корпуса 21, каретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и кареткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обеспечивая герметичность замерного канала. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 7.7 а). Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения сква-

:ин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубчатой рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.

Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче импульса давления от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик

валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового щлиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня будут 1еремещаться в обратном направлении к исходному положению.

раповик с валом при этом перемещаться не будут. Герметичность в местах соединения силового цилиндра и крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и поршня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами. Датчик положения переключайUl I ПСМ служит для контроля за процессом переключения, а также ПО зволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на М мер. Корпус привода закрыт крышкой 5. Для ремонта ПСМ приме няется съемник 14.

Переключатель ПСМ работает следующим образом. По сигнал) от реле времени включается гидропривод, и в силовой цилиндр н< реключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перс м с щает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм ПО воротный патрубок с подвижной кареткой, который останавливав i11 против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение М(I ду корпусом и кареткой. Жидкость от скважины через подводят пи патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключатели И через замерный патрубок в замерную линию.

Можно подключать скважину на замер и вручную. Для ЭТОгО специальной рукояткой поворачивают вал поворотного Патрубк! И устанавливают его на необходимую скважину. Положение П0В0р01 ного патрубка определяется по стрелке, выгравированной на торЦ1 вала. Скорость перемещения поворотного патрубка невелика, и ПО этому нагрузка на подвижные детали и их износ незначительны 1 благоприятных условиях находятся и резиновые уплотнения иер< ключателя - почти все они работают при малых перепадах давлении

При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду,

в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в поворот. | патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при односторонне | высоком давлении возникает изгибающее усилие в поворотном Щ трубке, что затрудняет переключение. Поэтому не следует допуск! 11 перепадов давления в уплотнении каретки выше 0,5 МПа и тем IV | лее проводить переключение при этих условиях. В нормальных ловиях эксплуатации перепады давления в уплотнении карстип HI превышают 0,1 МПа.

В последние годы многие фирмы, в частности, конверсией i им > проводят большие работы в области создания и выпуска оборулои I ния для замера дебита продукции скважин.

Например, установка измерительная мобильная УЗМ (разработчик - ИПФ «Сибнефтеавтоматика») предназначена для измерения в автоматическом и ручном режимах количества жидкости, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин.

В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.

Одним из достоинств замерной установки является возможность проводить замеры как на низкодебитных, так и на высокодебитных

скважинах.

Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков производится при помощи электрообогревателей. Установка сертифицирована органами Госгортехнадзора РФ как средство измерения, сертификат № 0000435. Технические характеристики УЗМ:

Рабочее давление, МПа, не более 4,0

Диапазон измерения жидкости, т/сут 1-400

Диапазон измерения газа приведенного

к нормальным условиям, нм 3 /м 3 40-20 000

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при измерении, %, не более:

Массового расхода жидкости ± 2,5

Объемного расхода газа ± 5,0

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при вычислении массового расхода нефти и воды 6,0

Кроме мобильной установки выпускается и стационарная установка УЗ, которая имеет аналогичные технические характеристики,

но может работать на кусте скважин, в связи с чем установка допои нительно оборудована устройством переключателя скважинных мл нифольдов.

Достаточно широкое распространение на нефтяных промыслах получили счетчики для измерения дебита скважин типа СКЖ, раз работанные НПО «НТЭС» (Татарстан).

Счетчики СКЖ предназначены для измерения при постоянных и переменных расходах массового расхода, общей массы вещества Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а общую накоп ленную массу - в килограммах. В качестве измеряемой среды можс i быть жидкость, газожидкостная смесь, например, поступающая ИЗ нефтяных скважин, растворы различных веществ, в том числе пуль пы с мелкодисперсными частицами, сжиженные газы. При измерс нии счетчиком массы жидкости в составе газожидкостной смеем I большинстве случаев не требуется предварительного разделения в на жидкость и газ. Счетчики устанавливаются на устье добывающем скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и под го товки нефти, в системах контроля и регулирования технологических процессов. Счетчик состоит из камерного преобразователя расход! (КПР) и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ со стоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.

Блоки измерительные имеют взрывозащищенное исполнение < уровнем взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и Moryi эксплуатироваться во взрывоопасных условиях. Он имеет норми руемые метрологические характеристики, его конструкция унифи цирована под все корпуса КПР, унифицирована под все корпуе.1 КПР, что позволяет с минимальными затратами производить замен \ измерительной части КПР в процессе проверки его метрологических характеристик или ремонта. Для измерения одновременно двух по токов жидкости в газожидкостной смеси рационально использован счетчик СКЖ, имеющий индекс модификации «Д». При этом в ОД ном из потоков допускается отсутствие газовой фазы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корму» С свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерениявеществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

Информация о расходе жидкости, накопленной массе жидкости, прошедшей через камерный преобразователь расхода, наличие нештатных ситуаций при работе счетчика обрабатывается, накапливается и выдается на дисплей или во внешнюю сеть в блоке вычислителя массы. Вычислители имеют индикатор для отображения информации или устройство считывания информации, позволяющее считывать накопленную информацию на вычислителе, а затем просмотреть ее на ПК. Вычислитель выдает нормируемый импульсный выходной сигнал для передачи информации в систему телеметрии, а также имеет интерфейс RS-232 и RS-485, что позволяет легко встраивать его в любые системы автоматизированного контроля и управления. Исполнение вычислителей БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС имеют архив истории работы счетчика, часовой, глубиной до 7 суток, и суточной, глубиной до 3 месяцев. Основная относительная погрешность преобразования числа входных импульсов в массовое число по каждому каналу у вычислителей составляет не более ± 0,1 %.

Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесены в государственный реестр под № 14189-94 и имеют сертификат Госстандарта RU.C.29065.A № 7Т22 и Патент России. Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в таблице 7.2.

Исполнение счетчика - взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости при рабочем давлении 4 МПа - не более 0, 02% по объему.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих регионах страны эксплуатируются передвижные замерные установки типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метрологического контроля средств измерения производительности нефтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомобильном прицепе.

Таблица 7.2

Техническая характеристика СКЖ

Параметры
Диапазон измерения расхода, т/сутки: по первому каналу по второму каналу				До 120 Нет			Дом До 61
Максимальное рабочее давление, МПа
Допускаемое значение кинематической вязкости жидкости, м 2 /с
Допускаемый предел изменения газового фактора,
Относительные погрешности счетчика в диапазоне измерения, % не более
Электропитание	Переменный ток 50 Гц 220 В
Масса счетчика, кг

Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и измерением времени накопления, количество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат» и диафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зависимости от величины газового фактора объемный расход попутного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно.

В аппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения выводится на дисплей переносного компьютера, протокол измерения распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и расположена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-Т-03-400

03 -расположение на шасси автомобиля «Урал-4320-1920»; 400 - максимальный дебит скважины, замеряемый установкой,

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором используется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нормальном режиме.

Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в именованных единицах массы с последующим вычислением контроллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Измерение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА. Измерение суточного объема попутного газа производится счетчиком газа типа АГАТ-1М, и результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Установки массоизмерительные состоят из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнерах, которые смонтированы для транспортабельных установок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной проходимости, для стационарных установок «АСМА» - на едином основании.

Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ. Исполнение приборов технологического отсека - искробезопасное, взрывозащищенное. Техническая характеристика установок АСМА представлена в таблице 7.3.

Параметры измеряемой среды:

рабочее давление, МПа, не более 4,0

вязкость, сСт, не более 500

объемная доля воды, %, не более 99

массовая доля серы, %, не более 2

массовая доля мехпримесей, %, не более 0,05

погрешность определения, %, не более:

среднесуточного дебита по жидкости - 2,5

объема попутного газа - 6,0

обводненности:

Таблица 7.4

Технические характеристики установки «АСМА»

Модификация установки	Диапазон измерения		Кол-во скважин, подключаемых к установке	Габаритные размеры, мм, не более			Масса, кг,
	По жидкости,
НО-8,10,14-180МП
МО-400-МЗПК-4, 6, 8, 10, 12			4; 6; 8; 10; 12

Примечания:

ПК - наличие переключающих клапанов

МП - наличие многоходового переключателя

МЗПК - наличие модуля запорно-переключающих клапанов.

РАЗРАБОТАНА	Федеральным государственным унитарным предприятием Государственным научным метрологическим центром Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ГНМЦ ВНИИР)
ИСПОЛНИТЕЛИ:	Немиров М.С. - кандидат технических наук, Силкина Т.Г.
РАЗРАБОТАНА	Уфимским инженерно-метрологическим центром МОАО «Нефтеавтоматика»
ИСПОЛНИТЕЛИ:	Насибуллин А.Р., Фаткуллин А.А.
РАЗРАБОТАНА	Межрегиональным Открытым Акционерным Обществом МОАО «Нефтеавтоматика»
ИСПОЛНИТЕЛИ:	Михайлов СМ., Халитов А.С.
УТВЕРЖДЕНА
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА
ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Дата введения 2003-03-01

Настоящая рекомендация распространяется на установку массоизмерительную АСМА (далее - установка) стационарную или транспортабельную, предназначенную для измерений среднесуточных дебитов по жидкости, нефти и воде и расхода попутного газа нефтяных скважин, и устанавливает методику первичной и периодической поверок установка.

Межповерочный интервал: не более одного года.

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1

2. Средства поверки

2.1. При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в таблице 2.

2.2. Средства измерений, применяемые при поверке, должны быть поверены органами Государственной метрологической службы и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

2.3. Допускается применение других аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик установки с требуемой точностью.

3. Требования безопасности и охраны окружающей среды

3.1. При выполнении измерений соблюдают требования, определяемые следующими документами:

- «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий ГКНП СССР»;

Правила техники безопасности при проведении ремонтных и электромеханических работ, утвержденными и учитывающими специфические условия конкретных нефтяных месторождений;

- «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ);

	Средства поверки и их метрологические характеристики и нормативные документы	Количество	Применяют при определении погрешности измерений					Примечание
			Массы жид кости	Расхода жидкости	Расхода попутного газа
					с турбинными счетчиками и диафрагмами	с вихревыми счетчиками
	Гиря КГО-IУ-20, массой 20 кг, пределы допускаемого отклонения: ± 1 г, ГОСТ 7328-82
	Набор гирь КГ-2-5, массой 5 кг, пределы допускаемого отклонения: ± 1 г, ГОСТ 7328-82
	Термометр метеорологический, диапазон измерений (0 - 100) °C, ГОСТ 112-78
	Психрометр аспирационный, ТУ 25.1607.054
	Барометр-анероид типа БАММ-1, ТУ 25-04-1838
	Преобразователь расхода с пределами допускаемой основной погрешности: ± 0,5 % и диапазоном измерений (2 - 16)							В комплекте гидравлического стенда
	Мерник эталонный 2-го разряда по ГОСТ 8.400-80 вместимостью 1000 дм 3 с пределами допускаемой основной погрешности: ± 0,1 %
	Ареометр типа АМВ-1, ГОСТ 18481-81, пределы допускаемой абсолютной погрешности: ± 1,0 кг/м 3
	Манометр класса точности 1,5, ГОСТ 2405-88
	Термометр жидкостный типа А с диапазоном измерений (0 - 50) °C и ценой деления 0,1 °C, ГОСТ 28498-90
	Колбы 1-го класса, цилиндры, ГОСТ 1770-74
	Генератор сигналов низкочастотный Г3-102 с диапазоном частот (20 - 20000) Гц, ГОСТ 22261-94
	Источник питания постоянного тока Б5-30 с нестабильностью: ± 0,01 %, ТУ 3.233.220
	Магазин сопротивления Р4831 класса точности 0,02, ТУ 25-04.296
	Вольтметр универсальный В7-16 с диапазоном измерений (0 - 1000) В, ТУ 2.710.002
	Частотомер электронно-счетный 43-33 с диапазоном измеряемых частот от 10 Гц до 10 МГц, Е32.721.092.ТУ
	Эталонная катушка сопротивления Р331 с номинальным сопротивлением 100 Ом класса точности 0,01, ТУ 25-04.3368-78Е
	Секундомер электронный с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 1 с

4. Условия поверки

4.1. Поверку установки проводят согласно ГОСТ 8.395-80 при следующих условиях:

Температура окружающего воздуха, °C
Температура жидкости, °C
Давление рабочее на стенде, кг/см 2
Изменение температуры жидкости в установке за время заполнения измерительной емкости не более, °C
Изменение расхода жидкости за время заполнения измерительной емкости не более, %
Относительная влажность воздуха, %	от 30 до 80;
Атмосферное давление, кПа	от 84 до 106;
Частота питания переменного тока, Гц
Напряжение питания приборов, В
Отсутствие вибрации, ударов, магнитного поля (кроме земного).

5. Подготовка к поверке

5.1. Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений или оттисков поверительных клейм.

5.2. Для транспортабельного варианта установки проверяют положение установки с помощью отвеса и при необходимости выравнивают с помощью винтовых опор.

5.3. Проверяют наличие равной величины диаметрального зазора между поверхностями опоры и направляющей измерительной емкости и при необходимости проводят ее центровку согласно эксплуатационной документации (далее - ЭД) установки.

5.4. Перед определением погрешности измерений расхода жидкости (при первичной поверке) выполняют следующие операции:

Подсоединяют установку к испытательному стенду (далее - стенд) по схеме поверки согласно рисунку А.1 приложения А;

Проверяют герметичность системы, состоящей из стенда, установки и соединительных трубопроводов. Для этого устанавливают наибольший расход по преобразователю расхода стенда, включают станцию управления «Каскад» (далее - станция управления), входящую в комплект установки, и насос стенда и выполняют с помощью станции управления (в ручном режиме) не менее двух циклов измерений. Не допускается появления капель или утечек жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые и сварные соединения при наблюдении в течение 5 минут. Отключают насос стенда и опорожняют с помощью насоса откачки установки измерительную емкость до минимального уровня;

Вводят с помощью программы пульта оператора станции управления (далее - ППО) количество циклов измерений (k = 10);

Для стационарной установки проверяют согласно ее ЭД правильность срабатывания скважинного переключателя.

5.5. Перед определением погрешности измерений расхода попутного газа подсоединяют установку к стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке), задают количество циклов (k = 10) и в зависимости от того, какие средства измерений применяют в установке для измерений расхода попутного газа, выполняют следующие операции:

5.5.1. Для установки, укомплектованной сужающими устройствами (диафрагмами), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы преобразователей перепада давления, давления и температуры газа и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.2 приложения А.

5.5.2. Для установки, укомплектованной турбинными преобразователями расхода (далее - ТПР), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы ТПР, преобразователей давления и температуры и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.2.

5.5.3. Для установки, укомплектованной вихревыми счетчиками газа (далее - СВГ), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы датчика расхода газа (далее - ДРГ) и подсоединяют к входам станции управления комплект средств измерений согласно рисунку А.3 приложения А.

5.6. Перед определением погрешности измерений содержания воды подсоединяют установку к стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке), задают количество циклов (k = 10), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы преобразователя влагомера сырой нефти (далее - ВСН) и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.3.

5.7. Подготавливают средства измерений к работе согласно ЭД.

5.8. Включают станцию управления, запускают ППО согласно руководству оператора, входящему в комплект ЭД установки, и подают питание на средства измерений.

5.9. Проверяют правильность ввода в ППО коэффициентов и постоянных согласно руководству оператора.

6. Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра выполняют следующие операции:

Устанавливают соответствие комплектности и маркировки установки технической документации;

Проверяют отсутствие на узлах установки механических повреждений поверхностей, нарушений целостности защитных покрытий и других дефектов.

6.2. Опробование

6.2.1. Проверяют чувствительность весоизмерительной системы установки при массе тары в режиме «Калибровка», заданном с помощью ППО, следующим образом:

6.2.1.1. Помещают на емкость гири массой 3,0 кг и фиксируют среднее значение массы брутто (М Бг), определяемое ППО;

6.2.1.2. Убирают гирю и фиксируют значение массы тары (M Тг);

6.2.1.3. Проверяют выполнение условия:

m = М Бг - М Тг? 1, (1)

где М Бг - масса брутто, когда на емкости есть нагрузка, кг;

М Тг - масса тары, когда на емкости нет нагрузки, кг;

m - масса жидкости, имитируемая набором гирь, кг.

6.2.1.4. Повторяют операции по 6.2.1.1 - 6.2.1.3 не менее четырех раз;

6.2.1.5. Если условие (1) не выполняется в двух случаях из пяти, выясняют и устраняют причину отсутствия чувствительности.

6.2.1.6. Помещают на емкость гири массой 60 кг и повторяют операции по 6.2.1.1 - 6.2.1.5.

6.2.2. При опробовании установки перед определением погрешности измерений расхода жидкости на стенде выполняют следующие операции:

Задают расход воды, равный (30 ± 5) % от максимального значения расхода для установки;

Включают установку в режим измерений расхода жидкости;

Выполняют не менее семи циклов измерений для стабилизации температуры воды;

Проверяют правильность индикации расхода жидкости.

6.2.3. При опробовании установки перед определением погрешности измерений объема попутного газа и содержания воды выполняют следующие операции:

Проверяют правильность загрузки ППО;

Подают на входы станции управления сигналы преобразователей перепада давления, давления, температуры газа, ТПР, СВГ и ВСН, имитированные с помощью задатчика тока и генератора, согласно рисункам А.2, А.3 и проверяют прохождение сигналов сравнением значений силы тока и количества импульсов, измеренных станцией управления с заданными значениями.

6.3. Определение погрешности измерений массы жидкости

При определении погрешности измерений массы жидкости определяют относительную погрешность измерений массы жидкости в режиме «Калибровка», заданном с помощью ППО. Установку подключают к гидравлическому стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке).

Определение погрешности измерений массы жидкости основано на сравнении значений массы, измеренной установкой:

С известным значением массы эталонных гирь;

Со значением массы налитой в емкость жидкости, определенной косвенным путем с помощью мерника и ареометра.

Для определения погрешности измерений массы жидкости выполняют следующие операции, указанные в таблице 3.

Таблица 3

При первичной поверке	При периодической поверке
6.3.1. Опорожняют с помощью насоса откачки измерительную емкость.
6.3.2. Устанавливают или подвешивают на емкости гири массой 60 кг.
6.3.3. Фиксируют среднее значение массы брутто (М Б) из протокола ППО.
6.3.4. Снимают гири с емкости и фиксируют среднее значение массы тары (М Т).
6.3.5. Повторяют операции по 6.3.2 - 6.3.4 не менее четырех раз.
6.3.6. Включают насос стенда и заполняют емкость водой до уставки по максимальной массе, введенной с помощью ППО: (М max = М Т + 300) кг.	6.3.6. Заполняют измерительную емкость нефтью массой не менее 200 кг.
6.3.7. Фиксируют с помощью ППО в режиме «Калибровка» массу тары.	6.3.7. выполняют операции по 6.3.2 - 6.3.4.
6.3.8. Сливают в мерник из емкости порцию воды объемом 100 дм 3 , фиксируют с помощью ППО массу брутто и определяют ареометром плотность воды (?в).	6.3.8. Сливают с помощью насоса откачки из емкости 100 кг нефти.
6.3.9. Фиксируют средние значения массы брутто и массы тары 1 (М Б и M Т).	6.3.9. Выполняют операции по 6.3.2 - 6.3.4.
6.3.10. Сливают последовательно еще две порции воды по 100 дм 3 в мерник, фиксируя для каждой порции средние значения массы тары, массы брутто и плотности воды.	6.3.10. Опорожняют с помощью насоса откачки измерительную емкость.
6.3.11. Повторяют операции по 6.3.6 - 6.3.10 не менее четырех раз.

1 При сливе воды из емкости на мониторе ППО в режиме «Калибровка» появляется протокол по массе брутто и массе тары, но в левой колонке (масса тары) отмечается первоначальное значение массы, а в правой колонке (масса брутто) - полученное после слива значение массы. Поэтому в протокол поверки записывают меньшее значение (полученное после слива) в колонку, где масса тары, а большее значение (до слива) в мерник записывают в колонку массы брутто.

6.4. Определение погрешности измерений расхода жидкости

Определение погрешности измерений расхода жидкости установкой проводят на гидравлическом стенде методом сравнения результатов измерений расхода жидкости установкой и преобразователем расхода (далее - ПР).

Расход воды устанавливают регулятором расхода или регулирующей задвижкой. При этом значения расхода, м 3 /ч, определяют косвенным путем по показаниям частотомера или счетчика импульсов и электронного секундомера косвенным путем по формуле

(2)

где K ПР - импульс-фактор ПР, взятый из его свидетельства, имп/м 3 ;

N - число импульсов по счетчику импульсов за время налива, имп.

f ПР - частота выходного сигнала ПР, Гц

Т нал - время налива по электронному секундомеру, мин

Сигналом запуска счетчика импульсов и электронного секундомера является сформированный станцией управления сигнал фиксации массы тары (срабатывание уставки «минимальная масса») и начала отсчета времени налива.

Остановка отсчета импульсов и электронного секундомера проводится сигналом фиксации массы брутто (срабатывание уставки «максимальная масса»), по которому также формируется сигнал остановки времени отсчета времени налива.

Для определения погрешности измерений расхода жидкости выполняют следующие операции:

6.4.1. Вводят с помощью ППО значение фиксируемой массы жидкости согласно первой строке таблицы 4 (для соответствующего диапазона измерений расхода жидкости установкой).

6.4.2. Запускают установку в режиме измерений расхода жидкости при первом значении расхода из таблицы 4.

Таблица 4

	Диапазон измерений расхода жидкости, т/сут	Заданный расход жидкости			Заданная масса жидкости, кг	Время налива емкости от мин. до макс. уставки по массе

6.4.3. Во время наполнения емкости фиксируют не менее трех значений частоты с ПР, а после заполнения емкости записывают количество импульсов и время налива.

6.4.4. Цикл измерений повторяется автоматически, и после каждого налива выполняют операции по 6.4.3.

6.4.5. По окончании заданного количества циклов измерений фиксируют значения массовых расходов, измеренных установкой по всем циклам, из протокола ППО.

6.4.6. Выполняют операции по 6.4.1 - 6.4.5 со значениями массы и расхода жидкости согласно второй и третьей строке таблицы 4 (для соответствующего диапазона измерений расхода жидкости установкой).

6.5. Определение погрешности измерений расхода попутного газа и содержания воды

Определение погрешности измерений расхода попутного газа и (или) содержания воды проводят путем имитации сигналов преобразователей расхода, давления, температуры газа, содержания воды и сравнения вычисленных станцией управления значений расхода газа, приведенного к нормальным условиям, и содержания воды с расчетными значениями. Для организации циклов измерений установку подключают к стенду (при первичной поверке) или к нефтяной скважине (при периодической поверке). При первичной поверке можно совмещать определение погрешности измерений расхода попутного газа и (или) содержания воды с определением погрешности измерений расхода жидкости по 6.4.

Значения частот и токовых сигналов, задаваемых при определении погрешности измерений расхода попутного газа и содержания воды, приведены в таблице 5.

Таблица 5

Номер строки i	Имитируемые вели чины
		Температура	Давление	Перепад давлений по диафрагме	Расход газа по ТПР	Расход газа по ДРГ

Для определения погрешности измерений расхода попутного газа и/или содержания воды выполняют операции, указанные в таблице 6.

Таблица 6

При первичной поверке	При периодической поверке
6.5.1. Устанавливают при отключенной станции на генераторе и задатчиках тока значения частоты и силы тока из первой строки таблицы 5:
Для установки с диафрагмой - I w , I D P , I P , I t ;
Для установки с ТПР или с СВГ - I w , I P , I t ; f ТПР или f ДРГ
6.5.2. Запускают установку в режиме измерений расхода жидкости при первом значении расхода из таблицы 5.	6.5.2. Запускают установку, подключенную к нефтяной скважине в режиме измерений расхода нефти.
6.5.3. Замыкают переключатели в соответствии с рисунками А.2 или А.3 и переходят с помощью ППО в режим измерений входных величин и параметров потока.
6.5.4. По окончании цикла измерений фиксируют измеренные станцией управления значения частоты и силы тока.
6.5.5. Цикл измерений повторяется автоматически и после каждого цикла измерений выполняют операции по 6.5.4.
6.5.6. По окончании заданного количества циклов измерений фиксируют по протоколам ППО значения расхода газа (V) т/сут, приведенного к нормальным условиям, и содержания воды (W) % объемных.
6.5.7. Выполняют операции по 6.5.1 - 6.5.6, соответственно для определения погрешности измерений расхода газа и/или содержания воды последовательно при втором и третьем значениях расхода газа и/или содержания воды из таблицы 5.

7. Обработка результатов измерений

7.1. Вычисление погрешности измерений массы жидкости

7.1.1. Вычисляют массу жидкости в j-м измерении при i-м нагружении емкости 1 по формуле

(3)

где - значение массы брутто, кг;

Значение массы тары, кг.

1 За i-e нагружение емкости принята серия повторяющихся j-x измерений, когда емкость находится под одной и той же нагрузкой.

7.1.2. Вычисляют относительную погрешность измерений массы жидкости, % в j-м измерении при i-м нагружении емкости по формуле

(4)

где - значение массы гирь, взятое из свидетельства о поверке гирь, или массы воды, определенное косвенным путем с помощью мерника и ареометра, кг.

7.1.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей при каждом нагружении емкости согласно приложению Г.

7.1.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении.

7.1.5. Вычисляют оценку СКО результата измерений при каждом нагружении по формуле

(5)

где k - число измерений при каждом нагружении емкости.

7.1.6. Проверяют соблюдение условия при каждом нагружении емкости по формуле

s i м? 0,25, (6)

7.1.7. Определяют относительную погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении по формуле

где t 0 , 95 - коэффициент Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95, определяемый по таблице Г.2 приложения Г в зависимости от числа измерений при каждом нагружении емкости;

Систематическая погрешность измерений массы жидкости при i-м нагружении емкости, вычисленная по 7.1.4, %.

7.1.8. Относительная погрешность измерений массы жидкости, вычисленная по формуле (7), должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости, указанной в ЭД установки.

7.1.9. Если условие 7.1.8 не соблюдается, то вводят поправку путем коррекции коэффициента преобразования массы согласно приложению В.

7.1.10. После ввода нового коэффициента преобразования массы пересчитывают средние значения массы жидкости при каждом измерении по формуле

(8)

где - скорректированное значение коэффициента преобразования массы.

7.1.11. Выполняют вычисления по формулам (3), (4), подставляя вычисленные по формуле (8) значения массы нетто, и записывают эти значения в таблицу Б.1 приложения Б.

7.1.12. Проверяют выполнение условия 7.1.8.

7.1.13. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений массы жидкости установкой считают выполнение условий 7.1.6, 7.1.8.

7.2. Вычисление погрешности измерений расхода жидкости

7.2.1. Определяют массовый расход, измеренный ПР в j-м цикле измерений при i-м значении расхода жидкости по таблице 4, по формуле

(9)

где - среднее значение объемного расхода воды, вычисленное по формуле (2), м 3 /ч;

Плотность воды, измеренная ареометром, кг/м 3 .

7.2.2. Вычисляют относительную погрешность (%) в j-м цикле измерений при i-м значении расхода жидкости по формуле

(10)

где - массовый расход воды, измеренный установкой, т/сут.

7.2.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей при каждом заданном значении расхода жидкости согласно приложению Г.

7.2.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность измерений расхода жидкости при каждом значении расхода.

7.2.5. Вычисляют оценку СКО результата измерений при каждом значении расхода по формуле (5), подставляя вычисленные по формулам (10) и (Г.1) значения относительных погрешностей по расходу жидкости.

7.2.6. Проверяют соблюдение условия при каждом значении расхода жидкости по формуле

s i Q ? 0,4, (11)

где s i Q - оценка СКО результата измерений при i-м значении расхода жидкости, %.

7.2.7. Определяют относительную погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении емкости по формуле (7), подставляя вычисленные по 7.2.4 и 7.2.5 значения относительной погрешности измерений расхода жидкости и оценки СКО.

7.2.8. Относительная погрешность измерений расхода жидкости установкой при каждом значении расхода жидкости должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений расхода жидкости, указанной в ЭД установки.

7.2.9. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений расхода жидкости установкой считают выполнение условий 7.2.6, 7.2.8.

7.3. Вычисление погрешности измерений расхода попутного газа

7.3.1. Определяют расчетные значения расхода газа по формулам приложения Д.

7.3.2. Вычисляют относительную погрешность определения расхода попутного газа станцией управления при имитации выходных сигналов датчиков расхода газа в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(12)

где - значение расхода газа, приведенного к нормальным условиям, определенное станцией управления при имитации выходных сигналов датчиков расхода газа, м 3 /сут;

Значение расхода газа, вычисленное по формулам приложения Д, м 3 /сут.

7.3.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей для каждой строки таблицы 5 согласно приложению Г.

7.3.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность определения расхода попутного газа станцией управления при каждом значении расхода попутного газа.

7.3.5. Вычисляют относительную погрешность измерений расхода попутного газа установкой по формуле

где - максимальное значение систематической погрешности определения расхода попутного газа станцией управления, выбранное из значений, вычисленных по 7.3.4, %;

Предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расхода газа, применяемого в установке, взятый из свидетельства о его поверке, %;

Пределы допускаемых относительных погрешностей преобразователей давления и температуры, взятые из свидетельств их поверки, %.

7.3.6. Относительная погрешность измерений расхода попутного газа установкой, вычисленная по формуле (13), должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений расхода попутного газа, указанного в ЭД установки.

7.3.7. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений расхода попутного газа установкой считают выполнение условия 7.3.6.

7.4. Вычисление погрешности измерений содержания воды

7.4.1. Определяют расчетные значения содержания воды (объемные доли, %) в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(14)

где K w - коэффициент преобразования по содержания воды;

Подаваемые на вход станции управления значения силы тока, мА.

7.4.2. Вычисляют относительную погрешность определения содержания воды станцией управления при имитации выходных сигналов влагомера в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(15)

где - значение объемной доли воды, определенное станцией управления, % объемных.

7.4.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей для каждой строки таблицы 5 согласно приложению Г.

7.4.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность определения содержания воды станцией управления при каждом значении содержания воды.

7.4.5. Вычисляют относительную погрешность измерений содержания воды установкой по формуле

(16)

где - максимальное значение систематической погрешности определения содержания воды станцией управления, выбранное из значений, вычисленных по 7.4.4, %;

ВСН - предел допускаемой относительной погрешности измерений содержания воды влагомером, взятый из свидетельства о его поверке, %.

7.4.6. Относительная погрешность измерений содержания воды установкой должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений содержания воды, указанных в ЭД установки.

7.4.7. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений содержания воды установкой считают выполнение условия 7.4.6.

8. Оформление результатов поверки

8.1. Результаты определения погрешностей измерений оформляют протоколами по формам, приведенным в приложении Б, которые являются неотъемлемой частью свидетельства о поверке установки. По одному экземпляру протоколов определения погрешности измеряемых установкой величин, закрепленных личной подписью и оттиском личного клейма поверителя, прилагают к свидетельству о поверке в качестве обязательных приложений к нему.

8.2. При положительных результатах поверки по определению погрешностей измерений массы жидкости, расхода жидкости, расхода попутного газа и содержания воды оформляют свидетельство о поверке установки по форме, приведенной в ПР 50.2.006. При этом на лицевой стороне свидетельства записывают, что установка АСМА на основании результатов поверки признана годной и допущена к применению для измерений массы жидкости, расхода жидкости, расхода попутного газа и содержания воды, а на обратной стороне свидетельства записывают значения коэффициента преобразования массы.

8.3. При положительных результатах поверки по определению погрешностей измерений массы жидкости, расхода жидкости и отрицательных результатах поверки по определению погрешностей измерений расхода попутного газа и содержания воды оформляют свидетельство о поверке установки по форме, приведенной в ПР 50.2.006. При этом на лицевой стороне свидетельства записывают, что установка АСМА на основании результатов поверки признана годной и допущена к применению для измерений массы жидкости, расхода жидкости, а на обратной стороне свидетельства записывают значения коэффициента преобразования массы.

8.4. При отрицательных результатах поверки по определению погрешности измерений массы или расхода жидкости свидетельство о поверке не оформляют, а установку признают непригодной к применению. При этом гасят клейма и выдают извещение о непригодности с указанием основных причин по форме, приведенной в ПР 50.2.006.

Приложение А

Схемы поверки установки АСМА

Схема поверки по определению погрешности измерений расхода жидкости установкой АСМА

1 - емкость-хранилище; 2 - насос; 3 - преобразователь расхода; 4 - фильтр; 5 - струевыпрямитель; 6 - 9 - вентили;
10 - обратный клапан; 11, 12 - манометры; 13 - термометр; 14 - магнитно-индукционный датчик; 15 - счетчик импульсов;
16 - вторичный прибор эталонного преобразователя расхода; 17 - электронный секундомер * или счетчик импульсов;
18 - частотомер; 19 - генератор; 20 - мерник; S1 - переключатель *

Рисунок А.1

* Если в схеме поверки применяют электронный секундомер, то генератор 19 и переключатель S1 не используют.

сужающими устройствами и турбинными преобразователями расхода

1 - источник питания; 2 - 5 - магазины сопротивлений; 6 - вольтметр; 7 - 10 - эталонные катушки сопротивлений;
11 - генератор; 12 - частотомер; S1 - S5 - переключатели

Рисунок А.2

Схема поверки по определению погрешностей измерений расхода попутного газа и
содержания воды установкой АСМА, газовые линии которой оборудованы
вихревыми счетчиками газа СВГ

1 - источник питания; 2 - 4 магазины сопротивлений; 5 - вольтметр; 6 - 8 - эталонные катушки сопротивлений;
9 - генератор; 10 - частотомер; S1 - S4 - переключатели

Рисунок А.3

Приложение Б

Протоколы определения погрешностей измерений установкой АСМА

ПРОТОКОЛ № определения погрешности измерений массы жидкости установкой АСМА Тип установки ___________________________ Зав. номер _______________________ Владелец ________________________________________________________________ Место поверки ___________________________________________________________ Пределы допускаемой погрешности измерений массы жидкости, %: ______________ Таблица Б.1 - Результаты определения погрешности измерений массы жидкости Коэффициент преобразования массы K м Номер нагружения i Номер измерения j Погрешности, % * В графе 1 записывают коэффициент преобразования массы прежний до поверки и новый скорректированный. ** В графе 7 записывают массу эталонных гирь, установленных непосредственно на емкости, или массу воды, измеренную с помощью мерника.

Заключение _____________________________________________________________

Должности, подписи, и. о. фамилии лиц, _____________________________________

проводивших поверку _____________________________________________________

Дата проведения поверки «_____» _____________________

Заключение ____________________________________________________________

Должности, подписи, и. о. фамилии лиц, ____________________________________

проводивших поверку ____________________________________________________

Дата проведения поверки «_____» _______________________

* Графы 5, 6, 7 заполняют при имитации преобразователя расхода газа с сужающим устройством, ТПР и СВГ, соответственно.

ПРОТОКОЛ № определения погрешности измерений содержания воды установкой АСМА Тип установки ___________________________ Зав. номер ____________________ Владелец _____________________________________________________________ Место поверки _________________________________________________________ Пределы допускаемой относительной погрешности влагомера, % ______________ Таблица Б.4 - Результаты определения погрешности измерений содержания воды (В.1) где K М - прежний коэффициент преобразования, введенный в ППО; Значение систематической погрешности, симметричное относительно минимального и максимального значений при всех нагружениях измерительной емкости, определяемое по формуле (В.2) где , - минимальное и максимальное значения систематических погрешностей, определенных по 7.1.4, %. Приложение Г Методика анализа результатов измерений и вычислений Пусть получена выборка из «k» значений какой-либо характеристики, например, k значений относительной погрешности измерений установкой расхода жидкости за k циклов измерений при i-м значении заданного расхода. При этом значения относительной погрешности подсчитаны по формуле (10). Г.1. Выделяют значения, резко отличающиеся от остальных, и выясняют причину их появления (ошибки, допущенные при измерениях, неисправность используемых средств измерений, несоблюдение условий поверки, какие-то неучтенные факторы, которые повлияли на результаты измерений, и т.д.). Если причина установлена, то результаты измерений аннулируют и измерений проводят вновь после устранения причин. Если причину выявить не удается, то проверяют анормальность указанных значений следующим образом. Г.2. Определяют выборочное среднее при i-м нагружении по формуле где? ij - значение относительной погрешности измерений расхода жидкости установкой в j-м цикле измерений при i-м нагружении, %; k - число циклов измерений. Г.3. Вычисляют оценку СКО погрешности измерений при i-м нагружении по формуле (Г.2) Г.4. Определяют для наиболее выделяющихся значений (? наиб или? наим) соотношения Или . (Г.3) Г.5. Сравнивают полученные значения «U» с величиной «h», взятой из таблицы для объема выборки «k». Таблица Г.1 Если U ? h, то подозреваемый результат исключают из выборки как анормальный. Допускают не более одного анормального результата из пяти - шести измерений и не более двух из одиннадцати. В противном случае поверку прекращают. Коэффициенты Стьюдента для доверительной вероятности Р = 0,95 (Д.1) DР ij = K DP · (I ij DP - 4), Р ij = K P · (I ij P - 4), t ij = K t · (I ij t - 4), где DP ij , P ij , t ij - имитируемые значения, соответственно, перепада давления (кгс/м 2), давления (кгс/см 2) и температуры (°C) на диафрагме в i-й точке диапазона измерений расхода газа при j-м цикле; I ij DP , I ij P , I ij t - измеренные значения силы тока, соответственно, для перепада давления, давления и температуры в i-й точке диапазона измерений расхода газа при j-м цикле измерений, мА; K DP , K P , K t - коэффициенты преобразования перепада давления, давления и температуры; a, e, k t , d 20 - константы диафрагмы (коэффициент расхода, коэффициент расширения, поправочный множитель на тепловое расширение, диаметр отверстия); g, Р ВПmax , ? вг - постоянные для газа (относительная влажность газа, наибольшее возможное давление водяного пара во влажном газе, плотность влажного газа); P Б - барометрическое давление, кг/см 2 ; K - коэффициент сжимаемости газа,