Групповая замерная установка

часть системы оборудования нефтепромысла. Она отвечает за исполнение алгоритмов замера

количества и соотношения сред, добываемых из скважины:
Сырой нефти;
Пластовой воды;
Попутного нефтяного газа.
Полученные результаты индицируются и обрабатываются автоматикой, размещенной в блок-боксе АГЗУ или передаются на КИПиА верхнего уровня на базе АСУ ТП.

из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет

осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.
Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

40 кгс/см2; 
Производительность установки 400, 600, 800, 1500 м3/сут.; 
Климатическое исполнение

УХЛ1, ХЛ1, У1; 
Антикоррозионная защита: ПСМ, СЕ, трубопровода (опционально); 
Расходомер на жидкостной линии: массомер или мультифазный расходомер; 
Расходомер на газовой линии: массомер, вихревой, ультразвуковой.

камерный преобразователь расхода КПР. БЭСКЖ обрабатывает по специальному
алгоритму сигнал, поступающий от КПР, вычисляет и отображает показания на цифровом 
индикаторе значение массы жидкости в кг., а также выдает нормированный сигнал 
для передачи в систему телемеханики. Со счетчика СКЖ газожидкостная смесь подается 
в выходной сборный коллектор. Далее по ходу движения газожидкостной смеси на выходном коллекторе возможна 
установка: смесителя потока, влагомера полнопоточного (для определения 
обводненности нефти),зонда для ручного отбора проб (определения качественных
 характеристик нефти). Для удаления воздушных пробок при заполнении  ГЗУ,
 сброса давления и слива остатков рабочей жидкости в установке
 предусмотрена дренажная система.

допустимого давления, в систему телемеханики, 
на выходном коллекторе установлен манометр электроконтактный или датчик давления.

установка;
ДНС - дожимная насосная станция;
С-2 – сепарация второй

ступени;
УПН – установка подготовки нефти;
УТН – установка товарной нефти;
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;
ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
УПВ - установка подготовки воды.

1.Газ;
2.Вода, отделенная от нефти;
3. Механические примеси;
4.Стабильная нефть;
5. Очищенная вода

сброса воды;
БКНС – блочная кустовая насосная станция;
ПР –

предварительное разделение;
УПГ – установка подготовки газа;
УПН – установка подготовки нефти;
УПВ – установка подготовки воды; УУ и К – узел учета и контроля.

5 – регулятор давления "до себя";
9 – выкидные линии;

10 – распределительная батарея;
11 – трап первой ступени;
12 – трап второй ступени;
13 – самотечный коллектор;
14 – замерный трап;
15 – замерная диафрагма.

геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода. Мерник должен

быть выше уровня земли, а в условиях гористой местности необходимо выбирать трассу подачи нефтепроводов, обеспечивающую нужный напор и пропускную способность;
Необходима глубокая сепарация нефти от газа, для предотвращения образования в нефтепроводах газовых "мешков";
Выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин и сезонные изменения вязкости нефти;
Скорость потока жидкостей низкая. Это приводит к отложению механических примесей, солей и асфальтопарафинистых отложений;
Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общего объема добычи. Основные источники потерь – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках;
Системы трудно поддаются автоматизации;
Системы требуют большого количества обслуживающего персонала (операторов, лаборантов)