Оптимизация работы автоматизированной групповой замерной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Синегорский Государственный университет

ТЕХНИЧЕСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ

Кафедра геологии и нефтегазового дела

Курсовая работа

По направлению подготовки: Нефтегазовое дело

На тему: «Оптимизация работы автоматизированной групповой замерной установки»

Выполнил Иванов В.В.

Научный руководитель

Ступин В.А.

Синегорск, 2022



ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЙ И ТЕРМИНОВ

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка.

ГЖС - газожидкостная смесь.

ПСМ - переключатель скважинный многоходовой.

ПНГ - попутный нефтяной газ.

ЦПС - центральный пункт сбора.

ТОР - счетчик жидкости турбинный.

УВ - углеводороды.

ТЭК - топливно-энергетический комплекс.

ОПО - опасный промышленный объект.

МПа - мегапаскаль.

ч - час.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. УСТРОЙСТВО И КЛАССИФИКАЦИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВОК

1.1 Назначение автоматизированных групповых замерных установок

1.2 Классификация автоматизированных групповых замерных установок

1.3 Устройство автоматизированных групповых замерных установок

2. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ГРУППОВОЙ ЗАМЕРНОЙ УСТАНОВКИ

2.1 Обоснование метода оптимизации автоматизированной групповой замерной установки

2.2 Описание экспериментальной установки

2.3 Технические характеристики расходомеров

2.4 Проведение эксперимента

3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВОК

3.1 Проведение измерений

3.2 Условия измерений

3.3 Подготовка к проведению измерений

3.4 Методика проведения измерений

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффективные и энергоемкие из всех

природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике. Поэтому учет этих энергоносителей является приоритетной задачей предприятий ТЭК.

На всех сооружаемых нефтяных промыслах применяют централизованную схему сбора продукции добывающих скважин.

Одним из важнейших звеньев в схеме сбора продукции скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). АГЗУ с помощью встроенного сепаратора позволяют разделять добываемую ГЖС на жидкостные и газовые потоки, каждый из которых проходит по своей линии, затем смешивается и уходит в общий коллектор.

Однако существует необходимость учета попутного нефтяного газа, который может находиться в свободном или растворенном виде и выделяется как в процессе добычи, так и во время транспортировки нефти. ПНГ как высококалорийное топливо является высококачественным сырьем для химической промышленности и зачастую выступает технологическим компонентом во многих производствах. К тому же ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ существует необходимость его учета.

Учет ПНГ на этапе добычи позволит значительно сократить затраты на

строительство АГЗУ, производить измерения объема и массы газа с приемлемой точностью не только на кустовых, но и на отдельных скважинах. Данное решение позволит усовершенствовать подсчет материального баланса продукции для предприятий ТЭК. Поэтому этими факторами обусловливается актуальность вопроса по поиску путей оптимизации работы АГЗУ.

Объектом исследования является установка, обеспечивающая возможность измерений ПНГ на АГЗУ «Спутник-А».

Предметом исследования является возможность оптимизации работы АГЗУ путем учета доли ПНГ в скважинной продукции на этапе добычи.

Цель работы: обосновать и рассчитать систему учета ПНГ для АГЗУ «Спутник-А».

Для достижения поставленной цели был выдвинут следующий ряд задач:

рассмотреть устройство и назначение АГЗУ «Спутник-А»;

рассмотреть возможность замера количества ПНГ с помощью АГЗУ типа «Спутник-А» на этапе добычи при условии ее дооснащения системой расходомеров объемного и массового принципов действия;

выполнить расчет доли ПНГ, основываясь на данных расходомеров.

1. УСТРОЙСТВО И КЛАССИФИКАЦИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВОК

1.1 Назначение автоматизированных групповых замерных установок

На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. По данной схеме сбор продукции осуществляют от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

От каждой скважины по отдельному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и

механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ. Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).

Групповые замерные установки (ГЗУ) работают, как правило, по следующей схеме. Из всех подключенных к ГЗУ скважин одна работает на замерное устройство, а остальные на общий сборный коллектор. Исключение составляет ГЗУ "Спутник-BMP" с одновременным измерением дебита всех подключенных скважин.

Таким образом, ГЗУ отличаются устройствами, коммутирующими скважины; устройствами измерения дебита скважин и блоками автоматики и управления, осуществляющими переключение скважин на замер, учет работы замерного устройства и автоматическую защиту ГЗУ при аварийных ситуациях.



1.2 Классификация автоматизированных групповых замерных установок

Известна следующая классификация АГЗУ:

1) по методам измерения: объемные (АГМ; АГУ; "Спутник А, Е"); щелевые (установка "Вес", АГЗУ-5); весовые ("Спутник В", АГЗУ-2000-64); массовые("СпутникBMP");

2) по устройствам переключения на замер: с многоходовыми переключателями (АГЗУ-3, ЗУГ-5, "Спутник А,Б); с трехходовыми клапанами (АГМ-2,3, АГУ, "Спутник В");

3) по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер (АГМ-2,3, "Спутник А,Б", АГУ-3,'"Спутник В"); одновременным измерением дебита всех скважин ("Спутник ' BMP");

4) по числу намеряемых параметров: одно-, двух- и трехпараметровые.

1.3 Устройство автоматизированных групповых замерных установок

Наибольшее распространение в нефтедобывающей промышленности получили групповые установки: Спутники А, Спутник-В.

В данной работе будет рассмотрен один из возможных вариантов оптимизации работы АГЗУ «Спутник-А» путем включения в ее компоновку расходомеров различного принципа действия. Поэтому в данном разделе будет представлено описание устройства и принцип работы рассматриваемой ГЗУ.

К ряду достоинств АГЗУ «Спутник-А» можно отнести относительную простоту конструкции, высокую надежность в процессе эксплуатации, а также универсальности, обеспечивающей возможность ее применения на месторождениях вне существенной зависимости от природных условий.

К недостаткам АГЗУ «Спутник- А» можно отнести:

невысокая точность измерения дебита при высокой производительности скважин, вследствии недостаточной глубины сепарации нефти от газа;

отсутствие влагомера, вследствии чего информация выдаётся только по дебиту жидкости;

отсутствие возможности замера дебита по газу;

разносортная продукция сбрасывается в один коллектор;

Спутник-А представляет собой замерную установку, в которой в качестве измерителя расхода используется тахометрический счетчик с сепаратором-накопителем, а подключение нефтяных скважин на замер осуществляется с помощью ПСМ [12]. Структурный вид АГЗУ «Спутник-А» представлен на рисунке 1.

Рисунок 1- схема замерной установки «Спутник - А»:

1 - многоходовой переключатель; 2 и 2' - отсекатель; 3 - блок управления;

4 - силовой блок; 5 - электрогидравлический привод; 6 - сепаратор: 7 - кран; 8 - турбинный счетчик; 9 - манометр; 10 - регулятор уровня; 11 - блок питания.

Согласно схеме, продукция нефтяных скважин, подключенных к ГЗУ, поступает через обратные клапаны к многоходовому переключателю и через его общий коллектор и отсекатель (2) в сборный промысловый коллектор.

Продукция одной из скважин через замерной отвод и отсекатель (2) поступает в гидроциклонный сепаратор (6), в котором газ отделяется от жидкости. Дегазированная жидкость поступает в нижнюю полость сепарационной емкости. По мере повышения уровня нефти в емкости поплавок (10) регулятора уровня всплывает и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран (7) на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из емкости вытесняется через тахометрический счетчик (8). При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает и начинается новый цикл накопления. Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне и с незначительными погрешностями. Во время слива жидкость проходит через счетчик, где измеряется ее количество, и направляется в общий коллектор.

Дебит измеренных скважин фиксируется на электромагнитных счетчиках блока управления (3). Сигналы на блок управления поступают от счетчика.

Переключение скважин на замер осуществляется периодическим блоком управления. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода (5) и в системе повышается давление, привод переключателя (1) под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при повышении или понижении давления больше допустимого в общем коллекторе. При этом манометр (9), установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан (4), давление в системе гидравлического управления отсекателей снижается и происходит перекрытие трубопроводов. Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе и в манифольдах скважин, что должно вызвать остановку скважин: фонтанных за счет отсекателей, установленных на выкиде, механизированных - за счет отключения привода.

Конструктивно установка «Спутник» выполнена из двух закрытых блоков: замерно-переключающего, включающего ПСМ, гидравлический привод, отсекатели, замерной сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик и соединительные трубопроводы, запорную арматуру; щитового, включающего в себя блоки местной автоматики и питания счетчика и электрические нагреватели. Блоки представляют собой коробчатые панели, выполненные из оцинкованной стали, их внутренняя полость заполняется теплоизоляционными материалами и закрывается рифленой алюминиевой фольгой.

Отдельного внимания заслуживает устройство скважинного переключателя, гидравлической системы и отсекателя.

ПСМ предназначен для поочередного подключения на замер скважин (рисунок 2).

Рисунок 2-схема ПСМ:



1 -корпус; 2 - входной патрубок; 3 - замерной патрубок; 4 - храповик;

5 - вал; 6 - шестерня; 7 - патрубок; 8 - подвижная каретка; 9 - ролики;

10 - каретка; 11 - резиновое уплотнение;12 - оси;

13 - силовой цилиндр; 14 - поршень; 15 - пружина;

16 - забчатая рейка;

17 - микропереключатель; 18 - кулачки диска; 19 - кулачок диска.

Переключатель состоит из стального корпуса (1) с входными патрубками (2), замерного патрубка (3), поворотного патрубка с подвижной кареткой (8) и валом (5), поршневого привода с храповым механизмом и датчика положения.

Подвижная каретка состоит из каретки (10), роликов (9), посаженных на специальных осях (12), и резинового уплотнения (11), зажатого между корпусом и кареткой.

Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Каретки прижимаются к корпусу пружиной. Корпус переключателя на внутренней цилиндрической поверхности по обе стороны отверстий для подвода жидкости имеет две кольцевые канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики подвижной каретки.

Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением (11) и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом.

Поршневой привод с храповым механизмом служит для автоматического переключения скважин и состоит из литого чугунного корпуса, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра (13), поршня (14), пружины (15) и зубчатой рейки (16), составляющей одно целое со штоком поршня. Внутри корпуса привода на валу поворотного патрубка установлены храповик (4) и свободно сидящая шестерня (6). Шестерня прижимается к храповику и взаимодействует с зубчатой рейкой (16). Храповик (4) и шестерня (6) имеют торцовые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте.

При подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик с валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового цилиндра будет выдавливаться поршнем (14). Рейка и шестерня будут перемещаться в обратном направлении к исходному положению. Храповик с валом при этом перемещаться не будет. Величина хода рейки и угол поворота патрубка (7) можно регулировать винтом.

Датчик положения переключателя служит для контроля за процессом переключения, а также позволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на замер. Датчик положения состоит из корпуса с взрывобезопасной соединительной муфтой, двух микропереключателей (17) и кулачковых дисков (18) с четырнадцатью кулачками и (19) с одним кулачком. Кулачковые диски зажаты на валу поворотного патрубка. При перемещении поворотного патрубка от одного отвода к другому один из 14 кулачков диска (18) через пружину кратковременно нажимает кнопку микропереключателя (17), выдавая сигнал о переключении в блок местной автоматики. Микропереключатель (17) включается кулачком диска (19) при полном обороте вала поворотного патрубка, что указывает на окончание цикла замера всех подключенных скважин.

Переключатель работает следующим образом. По сигналу от реле времени включается гидропривод и в силовой цилиндр переключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перемещает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм поворотный патрубок с подвижной кареткой. Поворотный патрубок с подвижной кареткой останавливается против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение между корпусом и кареткой. автоматизированный замерной расходомер эксплуатация

Жидкость от скважины через подводящий патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключателя и через замерный патрубок в замерную линию. Подключать скважины на замер можно и вручную. Для этого специальной рукояткой, одеваемой на квадрат вала поворотного патрубка, он поворачивается и устанавливается на необходимую скважину.

В зависимости от типа групповой установки «Спутник», числа подключаемых скважин и их пропускной способности используются и различные типы переключателей.

Гидравлическая схема управления включает отсекатели, гидропривод, силовой привод переключателя, обратный клапан и соединительные линии (рисунок 3).

Рисунок 3 - компоновка гидравлической схемы:

1- ПСМ; 2 - отсекатель; 3 - клапан; 4 - отсекатель; 5 - насос; 6 - обратный клапан; 7 - гидропривод.

Гидропривод состоит из электродвигателя, клапана (3), шестеренчатого насоса, обратного клапана (6) и накопительной емкости. Поскольку гидропривод (7) предназначен для управления многоходовым переключателем (1) и отсекателями (2) и (4), то по команде блока местной автоматики электродвигатель привода вращает шестерни насоса (5), которые нагнетают масло из емкости в трубопровод к силовому цилиндру переключателя и через обратный клапан 6 в силовые цилиндры отсекателей, открывая их.

После кратковременной работы (10--20с) электродвигатель останавливается и жидкость из силового цилиндра переключателя ПСМ выжимается по тому же трубопроводу в емкость. Жидкость, попавшая в силовые цилиндры отсекателей, остается в них и обеспечивает их открытие благодаря обратному клапану (3). При аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта на клапан (3) подается напряжение и открывается путь жидкости от силовых цилиндров отсекателей в накопительную емкость.

Отсекатели потока предназначены для перекрытия общего и замерного коллекторов в установке при аварийном состоянии оборудования или по команде (рисунок 4)

Рисунок 4 - схема скважинного отсекателя:



1 - силовой цилинд; 2 - поршень; 3 - гайка; 4 - шток;

5 - пружина; 6 - клапан.

Положение отсекателя «открыто» достигается подачей жидкости под давлением от гидропривода в полость силового цилиндра (1) под поршень (2). Жидкость подается через отверстие А и каналы в крышке отсекателя.

При аварийном состоянии групповой установки срабатывает соленоидный клапан гидропривода и жидкость из силового цилиндра сбрасывается под воздействием пружины (5). Клапан (6) перекрывает проход в отсекателе. Клапан отсекателя -- разгруженный, и усилия для его работы незначительны. Отсекатель может быть зафиксирован гайкой (3), которую необходимо переместить вниз по штоку (4).

При эксплуатации отсекателей возникает необходимость его разборки для замены износившихся резиновых колец, при попадании посторонних предметов под седло клапана.

2. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ГРУППОВОЙ ЗАМЕРНОЙ УСТАНОВКИ

2.1 Обоснование метода оптимизации автоматизированной групповой замерной установки

В процессе добычи углеводородов возникает необходимость в замере каждой фазы, поступающей из скважины. Определение доли ПНГ в поступающей из скважины газожидкостной смеси представляет собой довольно сложную и неунифицированную задачу. Поэтому для исследования системы обеспечения средств измерений и детального анализа технических характеристик средств измерений ПНГ необходимо понять, что он из себя представляет. Под ПНГ понимают смесь нефти, пластовой воды, механических примесей, газа и других составляющих.

Попутный нефтяной газ - это, прежде всего, смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти. В сырой нефти ПНГ находится в свободном или растворенном состоянии и выделяется в процессе ее добычи и транспортировки. Поэтому, главной особенностью ПНГ является то, что он выделяется на любой стадии добычи УВ от разведки и добычи до конечной реализации и переработки [10]. Получают ПНГ путем сепарирования нефти в многоступенчатых сепараторах. Давление на ступенях сепарации изменяется в пределах от 1,5-3,0 МПа на первой ступени до 1,5-4,0 МПа на последней. Газ первой ступени сепарации отправляется непосредственно на ГПЗ. Значительные трудности могут возникать при попытках использовать газ с давлением менее 0,5 МПа. Традиционно такой газ просто сжигался на факельных установках, однако сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация меняется. Попутный нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, также подлежит учету.

На сегодняшний день для измерения ПНГ предлагаются приборы, основанные на различных физических принципах. Массовое появление газовых расходомеров, вызванное актуальностью задачи учета ПНГ, предполагает их применение для измерения газа, предварительно отделенного от жидкости, попутно с которой он извлекается из недр [11]. Такой способ позволяет измерять газовую среду без жидкости и механических примесей и применим для измерения ПНГ на стадии добычи, подготовки, переработки, транспортировки, утилизации и потребления.

2.2 Описание экспериментальной установки

В рамках темы исследования, предполагающей поиск и обоснование путей оптимизации работы АГЗУ, был рассмотрен процесс добычи, т.е. учет ПНГ происходит непосредственно на добывающей скважине. Традиционным представителем измерительной системы на скважинах для всех нефтяных предприятий является автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ), применяемая в процессе измерения дебита нефтяных скважин, которая с помощью встроенного сепаратора позволяет разделить общий поток продукции со скважины на газовый и жидкостный. После чего эти потоки измеряются отдельно каждый по своей линии.

На сегодняшний день для многих предприятий значительный интерес представляет интерес задача измерения попутного нефтяного газ со скважины без предварительной сепарации общего потока смеси. Решение этой задачи позволит значительно сократить затраты на строительство АГЗУ, производить измерения объема и массы газа с приемлемой точностью не только на кустовых, но и на отдельных скважинах. Данное решение позволит усовершенствовать подсчет материального баланса продукции всего предприятия.

В рамках исследования, проводившегося ОАО «Саратовнефтегаз», по метрологическому обеспечению измерения и учета попутного нефтяного газа рассматривалась возможность дооснащения АГЗУ «Спутник-А» расходомерами различного принципа действия [14].

В данной работе были рассмотрены результаты проведенного исследования по возможности замера ПНГ на АГЗУ «Спутник-А», оснащенной встроенным счетчиком жидкости марки ТОР и газовым расходомером марки СВГМ.

Общий вид АГЗУ представлен на рисунках 5-6.

Рисунок 5-замерно-переключающий блок АГЗУ

Рисунок 6-устройство замерно-переключающего блока АГЗУ



В таблице 1 приведены основные технические характеристики АГЗУ.

Таблица 1-характеристики экспериментальной АГЗУ «Спутник-А»

Количество подключаемых скважин	8
Пропускная способность установки, м3/сут	1-400
Рабочее давление, МПа	4,0
Кинематическая вязкость при температуре 20 С, м2/с	От до 120*
Содержание воды в жидкости, %	0 - 98
Содержание парафина, %	До 7
Содержание сернистых соединений в массовой доле,%	<3
Основная приведенная погрешность дебита, %	± 2,5
Доверительные границы относительной погрешности измерения массы нефти%	± 15
Потребляемая мощность, кВт	До 10
Габаритные размеры технологического помещения, м
Длина	6,3
Ширина	3,2
Высота	2,6
Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от минус 55 до плюс 50 С, относительная влажность воздуха до 80%

АГЗУ была дооснащена установкой с последовательно установленными расходомерами объемного принципа измерения марки ИРВИС и массового принципа измерения марки ГиперФлоу3Пм. Как правило, измерительные приборы для многофазной среды не устанавливают в горизонтальном положении из-за присутствия ламинарного потока, в котором вода находится на дне трубы, а газ расположен сверху, что могло бы исказить результат измерения.

Таким образом, чтобы обеспечить в поперечном сечении трубы указанного прибора гомогенность смеси, обычно практикуют установку прибора таким образом, чтобы поток протекал по направлению вверх или вниз. В результате можно избежать образования ламинарного потока. Однако, когда многофазная смесь, содержащая газ и жидкость, течет в вертикальном направлении, может сформироваться кольцевой поток. Это означает, что основная часть жидкости распределяется в виде кольца вдоль стенок трубы, а основная часть газа концентрируется в середине трубы. Кольцевой поток искажает результат измерения таким же образом, как и ламинарный поток при горизонтальной установке. В горизонтальных трубах чисто кольцевой поток, в котором весь газ находится в середине трубы, обычно имеет место только в случае более высокого содержания газовой фракции. В связи с этим монтаж экспериментальной установки выполнен под углом 290°.

Схема рассматриваемой установки представлена на рисунке 7.

Рисунок 7-cхема экспериментальной установки:

1 - ПСМ; 2 - замерная линия; 3 - сепарационная емкость; 4 - общий коллектор; 5 - газовая линия;

6 - расходомер СВГ.М; 7 - расходомер ТОР; 8 - общий трубопровод;

9 - экспериментальная установка; 10 - расходомер Гиперфлоу;

11 - расходомер ИРВИС.

К АГЗУ одновременно подключены восемь различных скважин. При помощи ПСМ (1) продукция одной скважины по измерительному каналу (2) направляется в сепарационную емкость (3), а продукция остальных скважин направляется в общий коллектор (4). В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ по газовой линии (5) измеряется расходомером газа СВГ.М вихревого принципа действия (6). Жидкость накапливается в сепараторе и при определенном давлении поступает в трубопровод для измерения турбинным счетчиком жидкости марки ТОР (7).

Измеренные раздельно жидкость и газ направляются в общий трубопровод (8), где снова смешиваются и выходят из АГЗУ общим трубопроводом (8). На выходе из АГЗУ на общем трубопроводе (8) смонтирована экспериментальная установка (9) таким образом, что газожидкостная смесь сначала измеряется массовым расходомером Гиперфлоу (10), а затем - объемным расходомером ИРВИС (11). После проведения установленного количества измерений продукция скважины поступает в общий коллектор (4), где смешивается с продукцией остальных скважин и отправляется на технологическую подготовку. Таким образом, после проведения эксперимента имеются данные с четырех расходомеров: с СВГ.М, измеряющего сепарированную газовую продукцию; со счетчика жидкости ТОР, измеряющего сепарированную жидкостную продукцию; с массового расходомера ГиперФлоу-3Пм, измеряющего несепарированную смесь и с объемного расходомера ИРВИС, также измеряющего несепарированную смесь.

2.3 Технические характеристики расходомеров

Расходомер счетчик ИРВИС-РС-4 включает в себя следующие компоненты: термометр платиновыи? техническии?; встроенныи? преобразователь давления VEGABAR.

Принцип деи?ствия расходомера-счетчика газа ИРВИС-РС4 основан на измерении частоты образования вихреи?, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела (генератор вихреи?) [15]. Для приведения измеренного объема газа к стандартным условиям используются сигналы от встроенных датчиков давления и температуры.

Технические характеристики ИРВИС-РС4 представлены в таблице 2.

Таблица 2 - технические характеристики ИРВИС-РС4

Рабочий газ	ПГ, ПНГ, водяной пар, воздух, азот, углекислый газ и др. неагрессивные газы
Погрешность измеренного объема, приведенного к стандартным условиям	не более 1% при 0,2*Qнаим.
Диаметр условного прохода	50 мм
Диапазон измеряемых расходов газа при нормальных условиях	от 20 м3/час до 2500 м3/час
Давление измеряемого газа (абс.)	от 0,05 до 0,9 МПа
Температура измеряемого газа	от -40 до +60°С
Температура окружающей среды	от -40 до +45°С
Питание	220 В, 50 ±1Гц
Взрывозащита	1ExibIICT4 X
Предел основной относительной погрешности измерения объема газа	± 1,0%

Рисунок 8 - cтруктурный вид ИРВИС-РС4 [16]

Счетчик газа вихревой СВГ.М включает в себя следующие компоненты:

Счетчик газа вихревой СВГ.М-160.В составе: датчик расхода газа, датчик давления и датчик температуры;

блок контроля теплоты микропроцессорный.

Принцип действия счетчика газа вихревого СВГ.М основан на измерении частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела [13].

Таблица 3 - технические характеристики СВГ.М

Рабочий газ	ПГ, ПНГ, другие неагрессивные к стали марки 12Х18Н10Т (20Х13) газы (водяной пар, сжатый воздух, азот, кислород и т.п.)
Диапазон измеряемых расходов газа при рабочих условиях	От 4 Qmin до 160 Qmах м3/ч
Диаметр условного прохода	50 мм
Диапазон измеряемых расходов газа при нормальных условиях	от 20 м3/час до 2500 м3/час
Избыточное давление	до 4,0 МПа
Температура измеряемого газа	от -40 до +250°С
Температура окружающей среды	от -40 до +50°С
Содержание механических примесей	не более 50 мг/м3
Взрывозащита (длина) линии связи между вычислителем и датчиками расхода, давления и температуры	не более 500 м
Предел основной относительной погрешности измерения объема газа	± 2,5%

Рисунок 9 - структурный вид СВГ.М (А-преобразователь, Б -регистратор)

Датчик комплексный с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм» включает в себя следующие компоненты:

Датчик комплексный с вычислителем расхода ГиперФлоу-3Пм заводской; термометр платиновый технический;

датчик абсолютного давления;

барьер искрозащитный.

Датчик «ГиперФлоу-3Пм» предназначен для измерения и регистрации параметров потока измеряемой среды методом переменного перепада давления на стандартных сужающих устройствах и в системах с применением счетчиков и датчиков объемного расхода газа [19].

Таблица 4 - технические характеристики ГиперФлоу-3Пм

Тип первичного элемента (внутренний диаметр измерительного трубопровода, мм)	Диафрагма с угловым отбором давления (50 мм)
Диапазон измерения перепада давления	От 0 до 2500 кгс/м2
Диапазон измерения расхода в стандартных условиях [Приложение 3 (Расчет ИСО)]	От 70 до 790 м3/час
Пределы измерений тепловой энергии	от 0,01до 9 000 Гкал/ч; относительная погрешность вычисления тепловой энергии д = ± 0,3%
Диапазон измерения абсолютного давления	От 0 до 10 кгс/см2
Диапазон измерения по каналам перепада давления и давления	1 : 100
Диапазон измерения расхода	1 : 10
Пределы измерения температуры, °С	от минус 30 до плюс 50°C

Структурный вид устройства представлен на рисунке 2.6.



Рисунок 10 - cтруктурный вид Гипер-Флоу-3м:

1 -измерительная часть; 2- разъем для распределительной коробки;

3 - разъем для дополнительного оборудования; 4 - датчик перепада давления; 5 - клапанный блок; 6 - переносной терминал; 7 - ниппель;

8 - ключ магнитный; 9 - барьер искрозащитный; 10 - вторичный блок;

11- крышка батарейного отсека; 12 - коробка распределительная;

13 - разъем для датчика давления; 14 - разъем для термопреобразователя;

15 - датчик избыточного давления; 16 - термопреобразователь.

Счетчик жидкости турбинный «ТОР» представлен на рисунке 10.

Принцип работы счетчика основан на преобразовании объема протекающей жидкости в пропорциональное число оборотов турбинки и перерасчета в единицы объема [9].

Технические характеристики счетчика «ТОР» представлены в таблице 5.



Таблица 5-технические характеристики счетчика жидкости «ТОР» [17]

Диаметр условного прохода, мм	50
Пропускная способность, м3/ч	От 6 до 30
Рабочее давление, МПа	4,0
Температура раб. среды, °С	От + 5 до +70
Содержание парафина, %	Не более 10
Вязкость, м2/с	От 1*10-6 до 120*10-6
Содержание сернистых соединений, %	Не более 3
Содержание механических примесей, мг/л	Не более 3000
Размер частиц механических примесей, мм	Не более 5

Рисунок 11-устройство счетчика жидкости «ТОР»:

1 -сварной корпус; 2 - обтекатель; 3 - магнитно-индукционный датчик;

4 - экраноотражатель; 5 - понижающий зубчатый редуктор; 6 - перегородки; 7 - электромагнитный датчик; 8 - механический счетчик;

9 - диск с магнитами; 10 - магнитная муфта; 11 - крыльчатка; 12 - крышка; 13 - регулирующая лопатка.

2.4 Проведение эксперимента

Эксперимент основан на измерении расходов компонентов двухфазной среды с применением двух последовательно установленных расходомеров, измеряющих расходы жидкой и газовой фракций. На основе показаний этих расходомеров можно рассчитать расходы отдельных фаз в смеси. Так, для газожидкостных смесей предлагается последовательно установить приборы, из которых один измеряет массовый Qm , а другой - объемный Qv расходы.

Массовый расход жидкости определяется по формуле (1):

где ж - плотность жидкости, кг/м3;

г - плотность газа, кг/м3;

Qm - массовый дебит, кг/ч; Qv - объемный дебит, м3/ч.

Для расчет приняты следующие значения плотности: ж = 1176 кг/м3, г= 1,04 кг/м3.

Массовый расход газа определялся по формуле (2):

где ж - плотность жидкости, кг/м3;

г - плотность газа, кг/м3; Qm - массовый дебит, кг/ч;

Qv - объемный дебит, м3/ч.

Эти уравнения позволяют определить массовые расходы жидкости и газа на основании промысловых данных.

Для проведения расчетов были использованы данные замеров АГЗУ (таблица 6 - 7).



Таблица 6 -результаты измерения дебита жидкости

Прибор	АГЗУ
Время начала замера, ч	10:00
Время прекращения замера, ч	21:00
Время замера, час	11:00
Показания счетчика в начале замера (Vж), м3	569,2
Показания счетика в конце замера (Vж), м3	576,5
Изменение Т, °С	15
Изменение P, МПа	0,17

Таблица 7-результаты измерения дебита газа

Прибор	АГЗУ
Время начала замера, ч	10:00
Время прекращения замера, ч	21:00
Время замера, час	11:00
Показания счетчика в начале замера (Vг), м3	12562,26
Показания счетика в конце замера (Vг), м3	12707,16
Изменение Т, °С	17,8
Изменение P, МПа	0,17

Для расчетов массовых дебитов жидкости и газа требуется предварительная обработка результатов измерений на АГЗУ.

Объемный дебит скважины по жидкости вычислялся по формуле (3):

,

где Vж -объем извлеченной жидкости, м3;

t - продолжительность замера, ч.

Согласно результатам замера, получаем:



м3/сут.

Массовый дебит жидкости по ТОР определяется по формуле (4):

где CTLq - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры

на объем нефти, определенный для температуры, при которой был изменен объем извлекаемой из скважины жидкости [21];

CPLq - поправочный коэффициент, учитывающий влияние избыточного

давления на объем нефти, при котором был изменен объем извлекаемой из скважины жидкости [21].

где в - коэффициент объемного расширения нефти (°С-1), вычисляемый по формуле (7):

,

T - температура, при которой проводился замер (°С);

Tc - стандартная температура (20 °С).

После всех преобразований получаем CTLq = 1,0022.



,

где Р - давление, при котором был измерен объем жидкости из скважины (МПа); г - коэффициент сжимаемости нефти (МПа-1), вычисляемый по формуле (8):

После математических преобразований получаем:

г = 0,00039 МПа-1, CPLq = 1,00007.

Тогда массовый дебит жидкости по ТОР составит:

.

Объемный дебит газа по СВГ.М вычисляется по формуле (9):

,

Vг - объем извлеченного газа, м3, t - продолжительность замера, ч.

Получаем Qг = 13,2 м3/сут. Массовый дебит газа вычисляется по формуле (10):

где сг-плотность газа (1,04) кг/м3; Тогда Qсвг.м = 13,7 кг/сут.

Для вычисления доли ПГН в извлеченной жидкости использовались показания расходомеров ИРВИС и ГиперФлоу 3-ПМ (таблица 8).



Таблица 8 -результаты измерений расходомеров

Время	Tвкл	Qирв	t	P	Qv	Qм
	ч	м3/ч	°C	кПа	м3/ч	кг/ч
1:00	1	8	17,61	202,98	15	312,13
12:00	1	4	18,96	194,3	9	936
13:00	1	6	17,81	218,97	13	949,17
14:00	1	14	19,92	189,52	26	118,86
15:00	1	6	18,96	190,48	11	1947,57
16:00	1	11	19,65	204,59	23	143,8
17:00	1	5	19,11	187,61	9	773,97
18:00	1	5	17,96	206,75	10	349,65
19:00	1	7	19,91	212,91	14	589,68
20:00	1	10	17,14	199,51	20	239,62
21:00	1	4	17,51	196,18	9	1098,5

Вычисление массовых расходов жидкости и газа для приборов ИРВИС

и ГиперФлоу 3-ПМ проводилось по формулам (11), (12):

где ж - плотность жидкости, кг/м3;

г - плотность газа, кг/м3;

Qm - массовый дебит, кг/ч;

Qv - объемный дебит, м3/ч.

Массовый расход газа определялся по формуле (12):

где ж - плотность жидкости, кг/м3;

г - плотность газа, кг/м3;

Qm - массовый дебит, кг/ч;

Qv - объемный дебит, м3/ч.

Подставляя значения из таблицы 2.7 получаем:

Qmж = 663,6 кг/ч, Qmг = 14,4 кг/ч.

Сравнение полученных расчетных данных экспериментальной установки со значениями счетчиков жидкости марки ТОР и газовым расходомером марки СВГ.М, измеряющим сепарированную жидкую и газовую фазы, приведено в таблице 9.

Таблица 9 -результаты расчетов

Q mг	Q свг.м	Qmж	Qтор
кг/ч	кг/ч	кг/ч	кг/ч
14,4	13,7	663,6	777,5

где Qmг - массовый расход газа по прибору ИРВИС;

Qсвг.м - массовый расход газа по прибору СВГ.М;

Qmж - массовый расход жидкости по прибору ГиперФлоу 3-ПМ;

Qтор - массовый расхож жидкости по прибору ТОР.

Тогда процентное содержание ПНГ в извлеченной жидкости может вычислено по формуле (13):

,

где Qmг - вычисленный массовый расход газа;

Qmж - вычисленный массовый расход жидкости.

Подставляя полученные значения, получаем Qг = 0,021 (2,1%).

Таким образом, рассмотренный метод может быть представлен как отдельный независимый метод измерения количества ПНГ, либо как оценочный метод для сравнительного анализа традиционных получаемых результатов измерений расхода ПНГ. Внедрение расходомеров в установку позволяет получать более оперативную информацию по учету как жидкой, так и газовой фракций. Это, в свою очередь, может упростить процесс подведения баланса жидкости и газа на раннем этапе промышленной переработки.



3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВОК

В процессе проведения эксперимента необходимо соблюдать общие

требования техники безопасности при работе на ОПО [18]. Любое отступление от правил и инструкций по технике безопасности может привести к несчастному случаю или аварии.

При проведении эксперимента необходимо соблюдать требования техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности, санитарно-гигиенических правил и охраны окружающей среды, установленных соответствующими нормативными документами, а также

руководствами по эксплуатации используемых средств измерений и

вспомогательного оборудования.

Общий порядок и условия применения технических устройств на ОПО

должны соответствовать нормам Постановления Правительства Российской

Федерации «О применении технических устройств на опасных производственных объектах» N 1540 от 25.12.1998 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1, ст. 191) [17].

Для начала проведения работ необходимо ознакомиться с Инструкцией по охране труда при обслуживании средств автоматизации АГЗУ «Спутник» ИОТ-ВР-24/07-12 [8].

3.1 Проведение измерений

Измерение массы жидкости и газа с помощью экспериментальной

установки выполняется косвенным динамическим методом.

Сущность данного метода заключается в периодических измерениях объема извлекаемой из скважины нефтесодержащей жидкости (при рабочих

температуре и давлении) различными расходомерами; измерении давления и

температуры; измерении плотности жидкости и плотности ПНГ в измеряемом

объеме нефтесодержащей жидкости в отобранной пробе в испытательной

лаборатории.

В испытательной лаборатории по отобранным пробам определяют

плотность газа и плотность жидкости. По измеренным значениям объема нефтесодержащей жидкости, плотности ПНГ и плотности жидкости вычисляют массовый расход газа и массовый расход жидкости без предварительной сепарации.

3.2 Условия измерений

Для обеспечения выполнения измерений необходимо соблюдать следующие условия:

1. Все применяемые средства измерений полностью исправны и имеют

действующие свидетельства о поверке.

2. Выполнение измерений осуществляется в следующих диапазонах

значений технологических параметров продукции нефтяных скважин:

давление, МПа - не более 0,9

температура, °С - от +5 до +50

максимальный расход нефтесодержащей жидкости, м3/сутки - 400,0

максимальный расход ПНГ, м3/сутки - 3800,0

содержание воды в нефтесодержащей жидкости, об. % - до 98

содержание газа в нефтесодержащей жидкости при н.у., м3/м3 - 4-160.

3. Расход нефтесодержащей жидкости при выполнении измерений при

рабочих температуре и давлении не выходит за пределы рабочих диапазонов.

4. В соответствии с порядком установленным руководством по

эксплуатации установки АГЗУ необходимо провести регулирование и настройку установки «Спутник» на предполагаемый режим работы [8].

5. Технологическая обвязка и запорная арматура установки АГЗУ в

процессе измерений технически исправны, и не допускается перетока и

утечки нефтегазосодержащей жидкости и ПНГ.

6. В процессе измерений обеспечена возможность исследования пробы

нефтегазосодержащей жидкости в лабораторных условиях.

7. При выполнении измерений в лабораторных условиях необходимо соблюдать условия выполнения измерений, изложенные в документах на методики измерений соответствующих показателей (параметров) качества нефтесодержащей жидкости и ПНГ.

10. Убедиться, что все первичные средства измерений представлены во взрывозащищенном исполнении.

3.3 Подготовка к проведению измерений

При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

Проверяют исправность и работоспособность АГЗУ «Спутник» согласно инструкции по эксплуатации [20].

Проверяют наличие, работоспособность и исправность всех

применяемых средств измерений, а также исправность технологического

оборудования, целостность пломб и клейм.

Подключают требуемую нефтяную скважину при помощи ПСМ на

измерение и производят регулирование и настройку установки АГЗУ на

предполагаемый режим работы.

Перед проведением измерений подключенную на измерение дебита

скважину выдерживают в течение времени, необходимого

для устранения влияния на точность измерений переходных процессов,

возникающих при переключении скважин на измерение. Время коррекции должно быть не менее 30-40 минут.

Определяют для подключенной скважины время измерения объема

извлекаемой нефтегазосодержащей жидкости. Время измерения объема

нефтегазосодержащей жидкости для скважины устанавливают в зависимости от предполагаемого дебита скважины по жидкости в интервале от 4 до 24 часов. Интервал определяется по таблице 10.

Таблица 10-интервалы измерения дебита скважины по жидкости

Дебит скважины по жидкости, м3 /сутки	Время измерения, час
до 20	не менее 24
от 20 до 35	не менее 16
от 35 до 60	не менее 10
от 60 до 100	не менее 6
от 100	не менее 4

Для эксперимента была выбрана скважина №7 Алексеевского месторождения, подключенная для измерений на АГЗУ №10 низконапорным

коллектором с предполагаемым дебитом 35м3/сут. Эксперимент по измерению параметров продукции одной скважины проводился в течение 11 часов.

Подготавливают пробосборник для отбора пробы

нефтегазосодержащей жидкости в соответствии с ГОСТ 2517 [6].

Подготавливают контейнер (пробоотборник) для отбора пробы ПНГ в

соответствии с ГОСТ 31370-2008 [2].

Подготавливают «Журнал регистрации результатов измерений дебита

жидкости» и «Журнал регистрации результатов измерений дебита газа».



3.4 Методика проведения измерений

В процессе проведения измерений расходомеры ТОР, СВГ.М, ИРВИС и ГиперФлоу-3Пм должны оставаться включенными. При выполнении измерений массы нефтесодержащей жидкости и ПНГ, извлекаемых из скважины выполняют следующие операции:

1. По истечении 30-40 мин. выдержки скважины оператор установки фиксирует и потом заносит в журнал регистрации результатов измерений дебита жидкости показание счетного устройства жидкости ТОР начала измерения Vжн, одновременно фиксируя время начала измерения tн и конца измерения Vжк, одновременно фиксируя время прекращения измерения tк.

2. Во время измерения оператор установки измеряет температуру потока жидкости. Измерение температуры производят при помощи термометра, установленного вблизи у турбинного счетчика ТОР. Показания термометра с точностью до 0,1 °С фиксируют в начале, середине и в конце измерения объема жидкости (Т1,Т2,Т3) и заносят в журнал регистрации результатов измерений дебита жидкости и газа. За результат измерений температуры принимают среднее арифметическое показаний Т1,Т2,Т3.

3. Во время измерения оператор установки измеряет избыточное давление потока жидкости. Измерение избыточного давления производят при помощи манометра, установленного в непосредственной близости у турбинного счетчика ТОР. Показания манометра с точностью до 0,01 МПа фиксируют в начале, середине и в конце измерения объема жидкости (Р1,Р2,Р3).

4. Оператор установки производит отбор пробы нефтесодержащей жидкости в заранее подготовленную емкость для отбора пробы с помощью щелевого пробозаборного устройства.

5. Оператор установки производит отбор пробы ПНГ в заранее подготовленный контейнер (пробоотборник) для отбора пробы. Отбор проб проводится по ГОСТ 31370-2008 [3].

6. После проведения измерений скважину с помощью ПСМ отключают от замера на АГЗУ и переводят в общий коллектор.

При выполнении измерений массы нефтегазосодержащей жидкости, извлекаемой из скважины выполняют следующие операции:

1. Оператор установки считывает архивные данные с приборов ИРВИС и ГиперФлоу-3Пм. Руководствуясь зафиксированными временем начала и временем прекращения измерения, в архиве выбираются соответствующие данные расхода в рабочих условиях, температуры, давления и расхода в стандартных условиях.

При выполнении измерений плотности нефтегазосодержащей жидкости выполняют следующие операции:

1. Определение плотности нефтегазосодержащей жидкости проводят по ГОСТ 3900-85 [5]. Сущность метода заключается в погружении ареометра в 100 испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С.

При выполнении измерений плотности ПНГ выполняют следующие операции:

1. Определение плотности ПНГ проводят по ГОСТ 31369-2008 [1]. Сущность метода заключается в дифференциальном разгазировании в лабораторных условиях пробы жидкости, взятой на выходе из сепаратора в установке АГЗУ.

2. Анализ продуктов проводится на газовом аналитическом стационарном лабораторном хроматографе, предназначенном для анализа жидких и газовых проб сложных органических соединений с температурой кипения до 4000 °С методом газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии соответственно.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе была рассмотрена возможность оптимизации работы АГЗУ путем применения системы, состоящей из двух расходомеров различного принципа действия. Предварительный учет попутного нефтяного газа может упростить весь цикл добычи за счет возможности подведения баланса жидкости и газа на более ранних этапах.

Исходя из поставленных задач, можно сделать следующие выводы:

АГЗУ являются неотъемлемой частью при обустройстве скважины и позволяют производить предварительный учет добываемой продукции перед ее отправкой в общий коллектор. На сегодняшний день наибольшей популярностью пользуются замерные установки типа «Спутник-А» и «Спутник-В», ввиду высокой надежности, простоты конструкции и возможности их применения в различных природных условиях.

Внедрение и применение установки, включающей расходомеры объемного и массового принципов действия, в производственный процесс позволит сократить затраты на эксплуатацию дорогостоящего и громоздкого оборудования как АГЗУ, при этом обеспечивается получение наиболее точных данных с экспериментальной установки. Обработка этих данных в режиме реального времени позволит в перспективе проводить мониторинг работы скважины и принимать оперативные решения по регуляции режима ее работы.

Рассмотренная методика расчета позволяет на основе данных, полученных с внедренной в АГЗУ установки из двух расходомеров, осуществлять расчет доли попутного нефтяного газа на этапе добычи. Согласно исходным промысловым данным, расчетная доля ПНГ составляет 2,1% от общего количества добытой продукции.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 31369-2008 Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава.

2. ГОСТ 31370-2008 Газ природный. Руководство по отбору проб.

3. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

4. ГОСТ Р 8.736-2011 ГСИ. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения.

5. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

6. ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

7. ГОСТ Р 8.741-2011 ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений.

8. Инструкция по охране труда при обслуживании средств автоматизации АГЗУ «Спутник» ЗАО «Управление промышленной автоматики» ИОТ-ВР-24/07-12.

9. Инструкция. ГСИ. Счетчики жидкости турбинные ТОР. Методика поверки.

10. Крец, В. Г. Основы нефтегазового дела : учебное пособие для СПО / В. Г. Крец, А. В. Шадрина ; под редакцией В. Г. Лукьянова. -- Саратов : Профобразование, 2021. -- 199 c. -- ISBN 978-5-4488-0934-7. -- Текст : электронный // Цифровой образовательный ресурс IPR SMART

11. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества, Изд-е 3-е, перераб. и доп. - Ленинград: «Машиностроение» - 1975 - 776с.

12. Лазовский Л.И., Смотрицкий Ш.М. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин. М.: «Недра», 1975. 168 с.

13. МИ 311.00.00.000-02 ГСИ. Счетчики газа вихревые СВГ.М. Методика поверки.

14. Руденко В.В. Разработка и исследование системы метрологического обеспечения измерений и учёта попутного нефтяного газа (на примере ОАО «Саратовнефтегаз»), г. Москва 2014 г., 40 с.

15. Паспорт на расходомер-счетчик вихревой ИРВИС-РС-4 ИРВС 9101.0000.00 ПС. Казань, НПП «ИРВИС», 2005, 8с.

16. Паспорт на счетчик газа вихревой СВГ.М-160 311.00.00.000 ПС1. Тюмень, ИПФ «СИБНЕФТЬАВТОМАТИКА», 9с.

17. Паспорт на счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50 Ха 2.833.034

18. Постановление Правительства РФ № 1540 от 25.12.1998 года «О применении технических устройств на опасных производственных объектах».

19. Руководство по эксплуатации на датчик комплексный с вычислителем расхода ГиперФлоу-3Пм КРАУ1.456.001-06РЭ, Саратов, НПФ «Вымпел», 2007, 163с.

20. Установки групповые автоматизированные «Спутник А», «Спутник А-40». Инструкция по эксплуатации.

21. Учет газа: проблемы и решения // КИПинфо. - 2010 -№11(32) - с.45.

Размещено на Allbest.ru