5. 3 Передвижные замерные установки асма

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.

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.

Содержание воды в нефти определяется влагомером ВСН-БОЗНА, PHASE DYNAMICS.

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 указано:

• 03 – расположение на шасси автомобиля «Урал-4320–1920»;

• 400 – максимальный дебит скважины, замеряемый установ­кой, т/сутки.

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. Технические характеристики ус­тановок АСМА представлены в таблице 6.

Таблица 5 – Параметр измеряемой среды

Параметр		Величина
1	Рабочее давление, МПа, не более	4,0
2	Вязкость, сСт, не более	500
3	Объемная доля воды, %, не более	99
4	Массовая доля серы, %, не более	2
5	Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
6	Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызываю­щей коррозию свыше 1,35 мм/год	не допускается
7	погрешность определения, %, не более: среднесуточного дебита по жидкости объема попутного газа обводненности: при содержании воды в нефти 0÷60% при содержании воды в нефти 60÷100%	±2,5 ±6,0 ±2,5 ±4,0

Таблица 6 – Технические характеристики установки АСМА

Модификация установки	Диапазон измерения		Количество скважин, подключаемых к установке	Габаритные размеры, мм, не более			Масса, кг, не более
	по жидкости, т/сут	по газу при р=1,5 МПа, тыс м3/сут		длина	ширина	высота
НО-1-100	0,1÷100	18÷90	1	5400	3250	3400	4500
НО-8-180ПК	0,1÷180	1,44÷300	8	8200	3250	3400	14000
НО-8, 10, 14-180МП	0,1÷180	1,44÷300	8; 10; 14	8200	3250	3400	14000
МО-400-МЗПК-4, 6, 8, 10, 12	0,1÷400	1,44÷300	4; 6; 8; 10; 12	7550+ 5000	3250 модуль 3200	3500 МЗПК 3500	11000 8000
Примечание. ПК – наличие переключающих клапанов МП – наличие многоходового переключателя МЗПК – наличие модуля запорно-переключающих клапанов