8.Принципиальная схема Спутника-а.
1-выкидне линии, 2-обратные клапана, 3-многоходовый переключатель скважин, 4-каретка роторного переключателя скважин, 5-замерный патрубок, 6-гидроциклон, 7-заслонка, 8-турбинный счетчик, 9-поплавковый регулятор уровня, 10-блок местной автоматизации, 11-сборный коллектор, 12-силовой цилиндр.
10-служит для автоматической регистрации дебита скважин и для переключения скважин на замер.
Скважин-я продукция со скважины подается через обратный клапан на многоходовый переключатель скважин.
С помощью каретки опред. скважина подключаются к гидроциклону, а остальные подключаются к сборному коллектору. Скважин продукция замеряемой скважины подается в гидроциклон. Там происходит разделение газа от жидкой фазы. Газ входит сверху аппарата, жидкость стекает в нижнюю емкость, где ее уровень регулируется поплавковым уравномером. Когда поплавковый уравнемер находится в нижней точке, то открывается дроссельная задвижка 7 и газ подается в линию сбора. по мере накопления жидкости поплавок поднимается до верхнего уровня, при этом закрываются дроссельные задвижки 7, увеличение давления в емкости и жидкость под избыточным давлением проходит через турбиныый счетчик подается в сборный коллектор. Показания счетчика регистрируются в БМА дает сигнал на ПСМ и блок переключается на другую скважину.
ПСМ-переключатель скважины многоходовый.
Спутник-А имеет рабочее давление от1,5 -4 МПа. При максимальной производительности скважины по жидкости 400 м3/сут и вязкости не менее больше 800 мпа*с. Погрешность измерения составляет 2,5%. Недостаток- невысокая точность измерения расхода жидкости расходомера турбинного типа, из-за плохой сепарации газа в гидроциклоне.
9.Принципиальная схема Спутника-в.
6-корпус сепаратора, 7-тарированная емкость, 8-тарированная пружина, 9-датчики уровня, 10-диафрагма для измерения расхода газа, 11- заслонка, 12-БМа, 13-цилиндр переключающий ПСМ.
Принцип действия идентичный.
Расход жидкости определяется изменении массы определенного объема жидкости.
Расход газа изменяется с помощью диафрагмы. Тарированная 300 л. Зная объем, можно рассчитать вес нефти в этом объеме
Gн=К*(Gв-Gст)
К=ρн/ρв- ρн
Вес смеси измеряется с помощью газированной пружины. Вес воды стандартная величина. Плотность волы и нефти принимаются стандартными.
В наст время используются следующие модификации спутника: Спутник АМ-40-8-400
АМ-40-10-400
АМ-40-14-400
Б -40-14-500
40-раб давление, 8,10,14-число подключенных скважин
400- м3/сут. максимальная пропускная способность.
10.Классификация трубопроводов.
Трубопроводы транспортирующие скважинную продукцию подразделяется:
по назначению: нефтепроводы; газо-водо-нефтегазопроводы.
по величине напора: напорные, безнапорные
по рабочему давлению: низкого давления (до 0,6 МПа), среднего (1,6-6 МПа), высокого свыше 6МПа
по способу прокладки: подземные, наземные, подземные подводные
по функциональному назначению:
-выкидные линии (от устья к замерной установке)
- сборные коллекторы
-товарные (нефтегазопроводы)
6. по гидравлической схеме работы: простые трубопроводы (без ответвлений), сложные.
Трубопроводы транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для ППД подразделяются:
Магистральные: подводящие водопроводы (от магистрального трубопровода до КНС);разводящие трубопроводы (прокладываются от КНСдо нагнет сква-н).
трубопроводы по напору: -трубопроводы с полным заполнением жидкости (напорные);
- с неполным заполнением жид-ти (напорные и безнапорные).
Выкидные линии от дебита скважины имеют диаметр от 50 до 150 мм. Протяженность может достигать до 4 км. Сборные коллекторы имеют диаметр от 200 до 500 мм и протяженность от 2 до 10 км. Проектирование трубопроводов на площади м/я сводится к решению следующих основных задач:
Выбор рациональных длин и диаметр выкидных линий и сборных коллекторов, отвечающих минимуму расхода металла и затрат их строительство и эксплуатационные издержки.
гидравлический, тепловой и механическмй расчет трубопроводов.
выбор трассы трубопроводов
составление продольных профилей, характеризующих трассу трубопроводов.