Способ и устройство измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках
Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках. Техническим результатом изобретения является повышение оперативности и надежности измерения дебита нефтяных скважин за счет непрерывного контроля предельных значений технологических параметров (ТП) скважин: температуры, давления, влаги и плотности водонефтяной смеси всех линий индикации одновременно. Для этого возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации (ЛИ), соединенной последовательно с измерительной линией (ИЛ). По времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси. Сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером ИЛ, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в ЛИ в течение времени ее работы в режиме корректировки. При групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин ТП потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации. В случае изменения ТП одной из ЛИ по отношению к ранее определенным параметрам ИЛ, ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к ИЛ и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер. При этом каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный мини-сепаратор с ЛИ параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, влагомера и поточного индикатора плотности. Вертикальный мини-сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды - с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды. При этом к блоку обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления и температуры, влагомер, расходомер газа, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления. Причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, датчику влаги и подключенным к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора. К центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора. Переключатель скважин многоходовой связан с общим выходным коллектором байбасной линией. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках.
Известна групповая измерительная установка для измерения дебита (суточной производительности) скважин, подключенная к одной групповой установке («Блочное автоматизированное оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды. ТНТО, под редакцией В.А.Малецкого. М., ВНИИОЭНГ. 1974 г.)
Недостатками установки являются невысокая производительность и надежность контроля работы скважин.
Известна также групповая замерная установка - устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках типа «Спутник А», содержащая механизм переключения скважин, общий трубопровод (выходной), сепаратор и средства измерений объема нефти: измерительную установку, счетчик и др. (Исаакович Р.Я., Логинов В.И. Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с.314-323).
Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем ее подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин (общее количество которых может достигать 25) по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтактной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявить снижение дебита и простои скважин.
Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Кроме того, измерительный трубопровод и общий выходной коллектор узла переключения скважин соединены через отводящие трубопроводы разъемами с передвижной измерительной установкой для исследования скважин (патент РФ № 2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10).
Недостатком аналога является отсутствие непрерывного измерения дебита нефтяных скважин, а также циклический характер измерений дебита одной скважины, что отрицательно сказывается на технологических режимах работы скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водонефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, по которому кроме калиброванной части измерительной емкости, водонефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водонефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водонефтяной смеси (патент РФ № 2236584, Е21В 47/10, 2004.09.20).
Недостатком прототипа способа является сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер, связанный с наполнением и опорожнением камер.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является также устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водонефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водонефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, причем устройство оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов (патент РФ № 2236584, Е21В 47/10, 2004.09.20).
Недостатком прототипа устройства является невысокая степень автоматизации и сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер, связанный с наполнением и опорожнением камер.
Задачей изобретения является повышение оперативности и надежности измерения дебита нефтяных скважин за счет непрерывного контроля предельных значений технологических параметров скважин: температуры, давления, влаги и плотности водонефтяной смеси всех линий индикации одновременно.
Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения дебита нефти, включающим подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, в отличие от прототипа, возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки.
Кроме того, согласно заявленному способу при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии, приводят ее в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.
Поставленная задача достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащем обратные клапаны с выкидными линиями, сепаратор, счетчик жидкости, газовую линию, на которой размещен счетчик газа, многоходовой переключатель, снабженным управляющим приводом, блок управления, в отличие от прототипа, каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный сепаратор с линией индикации параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, индикатора влаги и поточного индикатора плотности, а вертикальный сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды - с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды, при этом к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления, температуры, влаги, расходомер воды и газа, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления, причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, влагомеру и подключенным к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, причем к центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, а байпасная линия связывает переключатель скважин многоходовой с общим выходным коллектором.
Существо изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 представлена блок-схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, на фиг.2 - схема поточного индикатора плотности, в качестве примера конкретной реализации способа.
Заявляемое устройство содержит нефтепроводы выкидных линий скважин 1, каждая из которых связана через обратные клапаны 2 с задвижками входных трубопроводов 3 блоков индикации. Задвижки входных трубопроводов 3 соединены через вертикальный сепаратор 4 с линией индикации 5, состоящей из последовательно соединенных датчиков давления 6 и температуры 7, гомогенизатора 8, индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10. Вертикальный сепаратор 4 соединен через газовую линию 11 с расходомером газа 12, а через линию сброса воды 13 - с электромагнитным клапаном 14, связанным с расходомером воды 15. К блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации 16, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены датчики давления 6 и температуры 7, индикатор влаги 9, поточный индикатор плотности 10, расходомер газа 12, электромагнитный клапан 14 и расходомер воды 15. Входная задвижка 3, вертикальный сепаратор 4, линия индикации состояния 5, датчики давления 6 и температуры 7, гомогенизатор 8, индикатор влаги 9, поточный индикатор плотности 10, газовая линия 11, расходомер газа 12, линия сброса воды 13 с электромагнитным клапаном 14 и расходомером воды 15, а также блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, образуют вместе блок индикации. Поточный индикатор плотности 10 соединен с переключателем скважин многоходовым 17, связанным с управляемым приводом 18, подключенным к блоку управления 19. Переключатель скважин многоходовой 17 подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления 20, датчику температуры 21, гомогенизатору 22, массовому расходомеру 23, плотномеру 24, влагомеру 25 и подключенным к блоку обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени, выполненному в виде микропроцессора 26. Датчик давления 20, датчик температуры 21, массовый расходомер 23, плотномер 24, влагомер 25 входят в измерительную линию и являются сертифицированными средствами измерения и регистрации технологических параметров потока нефти. К центральному вычислителю 27 подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, выполненный в виде микропроцессора, блок управления 19 и блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени в виде микропроцессора 26. Байпасная линия 28 связывает переключатель скважин многоходовой 17 с общим выходным коллектором 29, связанным с расходомером воды 15.
Заявленная установка работает следующим образом. Сырая нефть из скважин подается через входную задвижку 3 на блок индикации и по трубопроводу на тангенциальный вход вертикального сепаратора 4, в котором происходит ее разделение на газ и нефтеводяную смесь. Свободный газ отводится из вертикального сепаратора 4 по газовой линии 11 через расходомер газа 12 в общий выходной коллектор 29. При этом информация о количестве свободного газа учитывается, поскольку поступает из расходомера газа 12 в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16 (показано тонкой линией). Нефтеводяная смесь по линии индикации 5 поступает на измерительную установку. Линия индикации 5 снабжена индикаторами давления 6, температуры 7, индикатором влаги 9, поточным индикатором плотности 10, от которых информация о предельных значениях измеренных величин в режиме реального времени (показано тонкой линией) поступает в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16. С целью улучшения метрологических условий работы индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10, перед ними установлен гомогенизатор 8, который приводит водонефтяную смесь в однородное состояние. По сигналу от блока управления 19 на управляемый привод 18 переключатель скважин многоходовой 17 производит гидравлическое подключение соответствующей сигналу линии индикации и измерительной линии.
Таким образом, одна из линий индикации подключается последовательно с измерительной установкой, в то время как линии индикации всех остальных скважин подключаются через байпасную линию 28 к общему выходному коллектору 29. Работа по корректировке сигналов линии индикации проводится от 10 до 24 часов. При этом средства измерения линии регистрируют в реальном масштабе времени текущие значения технологических параметров водонефтяной смеси: температуру, давление, содержание воды, массовый расход, плотность - и подают эти значения в блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени 26, в котором эти значения и их предельные отклонения обрабатываются за период измерений, и определяется их соотношение к массовому расходу водонефтяной смеси. Далее эта информация, усредненная за период измерений, подается в центральный вычислитель 27, где она сопоставляется с усредненными предельными значениями сигналов, полученных с индикаторов, измеряющих аналогичные технические показатели на линии индикации. Таким образом, в центральном вычислителе 27 устанавливаются определенные для данной скважины соотношения между предельными отклонениями технологических параметров, полученных на линии индикации, и усредненными их значениями, измеренными на измерительной линии. При сохранении этих соотношений в заданных пределах массовый расходомер будет показывать расход с точностью, соответствующей относительной погрешности измерений, установленной за период проведения измерения. В случае нарушения этих соотношений хотя бы по одному параметру центральный вычислитель 27 направляет сигнал в блок управления 19 для соединения линии индикации состояния 5, в которой нарушены ранее установленные соотношения для корректировки диапазона индикации и соответствующего им массового расхода водонефтяной эмульсии. Таким образом, установленные соотношения предельных отклонений устройств индикации, отвечающих за колебания тех или иных технологических параметров потока, к средним значениям и их предельным отклонениям аналогичных параметров, регистрируемых средствами измерений, заносятся в память центрального вычислителя 27 при условии определенного расхода водонефтяной эмульсии через массовый расходомер 23. В центральный вычислитель 27 также вносятся соответствующие значения плотности нефти с каждой скважины, полученные лабораторным путем, и далее согласно заявленному способу по программе вычисляется массовый расход нефти. В период настройки линий индикации можно произвести лабораторную поддержку, определив значения параметров остаточного, свободного и растворенного газа с помощью устройств УОСГ - 100 СКП (методика выполнения измерений МИ 2730-2002) и УОСГ - 1 РГ (методика выполнения измерений МИ «Нефть. Газовый фактор»), присоединив их к измерительной линии.
Пример конкретной реализации способа.
Линию индикации через переключатель скважины многоходовой 17 по команде из центрального вычислителя 27 и блока управления 19 посредством управляемого привода 18 подключают к измерительной линии. С этого момента устройство работает в режиме корректировки регистрируемых величин. При этом в реальном режиме времени с приборов измерительной линии снимают текущие значения величин и заносят в блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени 26. В это время показатели индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10, датчики давления 6 и температуры 7 фиксируют в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, в котором вычисляют предельные значения контролируемых величин и в который поступает информация с расходомеров газа 12 и воды 15. Время работы линии в режиме корректировки продолжается от 10 до 24 часов. За этот период времени информация от каждого прибора измерительной линии, поступающая в центральный вычислитель, обрабатывается, определяют предельные и средние значения измеренных и контролируемых величин. Установленному среднему значению показаний приборов соответствует среднее значение массового расходомера 23. За этот же период времени блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов в виде микропроцессора 16 фиксирует предельные значения контролируемых параметров каждого из индикаторов и подает в центральный вычислитель 27, где устанавливают соответствие между соотношениями средних значений показаний приборов измерительной линии и отклонениями индикаторов, измеряющих аналогичные показатели на линии индикации и усредненными показаниями массового расходомера 23 за этот же период времени. После истечения времени работы одной из линий индикации в режиме корректировки по команде с центрального вычислителя 27 блока управления 19 через управляемый привод 18 подключает эту линию индикации к байпасной линии 28 и переводит ее в стационарный режим работы, а следующую линию индикации переводит в режим корректировки. При этом индикаторы линии индикации, переведенной в стационарный режим, регистрируют предельные значения технологических параметров, сравнивая их со значениями показаний приборов и расходом водонефтяной смеси в центральном вычислителе 27.
В случае нарушения условий этого соотношения показаний приборов в измерительной линии и предельных значений индикаторов центральный вычислитель 27 фиксирует время работы на стационарном режиме и подает команду на подключение линии индикации, в которой произошел сбой, к измерительной линии. Устанавливают откорректированные соотношения показаний приборов и отклонений индикаторов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер. При этом фиксируется время наработки линии при определенном ранее расходе и добавляется время работы линии при вновь определенном расходе с помощью указанных соотношений индикаторов показаний приборов и измерительной линии.
Испытания проводились с использованием в качестве расходомера 23 кориолисова расходомера компании Иокогава (Rotomass серии 3 - RCCS 34) и влагомера 21 компании «Phase Dynamics», блока управления 19 в виде микропроцессора, управляющего электрическим и гидравлическим приводом переключателя скважин многоходового 18. Расходомер 23 одновременно с расходом водонефтяной смеси определяет и величину плотности, предельное значение которой сопоставляется с предельным значением времени задержки прохождения ультразвукового сигнала от источника до приемника.
Поточный индикатор плотности (фиг.2) содержит генератор ультразвуковых колебаний 30, связанный с электронным ключом 31, выполненным в виде управляющего усилителя, связанного со схемой управления 32 и излучателем ультразвуковых колебаний 33, при этом генератор ультразвуковых колебаний 30 соединен через ключ 34 с приемником ультразвуковых колебаний 35 и с усилителем 36, подключенным к выпрямителю 37, соединенному с компаратором 38.
Генератор ультразвуковых колебаний 30 вырабатывает непрерывные ультразвуковые колебания (форма колебаний не имеет существенного значения). Эти колебания поступают на электронный ключ 31, представляющий из себя усилитель, периодически пропускающий колебания к излучателю. Этот усилитель управляется схемой 32. Таким образом, на УЗ-излучатель поступает сигнал, т.е. управляемый усилитель 31 преобразует непрерывные УЗ-колебания в короткие по длительности (длительностью Δt) УЗ-импульсы, период следования которых равен Т. Одновременно сигнал от генератора 30 поступает на ключ 34, который пропускает сигнал от генератора 30 к выпрямителю 37 (через усилитель 36) до тех пор, пока не поступит сигнал от приемника ультразвуковых колебаний 35. Таким образом, число импульсов (или просто колебаний), прошедших через ключ 34, пропорционально времени задержки. Поступая на компаратор 38, эти импульсы нормируются, и могут быт поданы на цифровой счетчик импульсов (цифровой выход), причем число сосчитанных импульсов пропорционально длительности времени задержки. Одновременно эти импульсы (или колебания) поступают на вход выпрямителя 37. Их постоянная составляющая заряжает нормирующий конденсатор С, напряжение на котором пропорционально времени задержки.
Преимуществом заявляемого способа является непрерывный контроль предельных значений технологических параметров всех линий индикации одновременно, при автоматической корректировке одной из них в случае изменения технологических режимов водонефтяной смеси.
1. Способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии, ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.
3. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее входной трубопровод, сепаратор, выходной трубопровод, переключатель скважин, плотномер, отличающееся тем, что каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный мини сепаратор с линией индикации параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, индикатора влаги и поточного индикатора плотности, а вертикальный мини сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды - с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды, при этом к блоку обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления и температуры, индикатор влаги, расходомер газа, расходомер воды, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления, причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, датчику влаги и подключенным к блоку обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, причем к центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, а байпасная линия связывает переключатель скважин многоходовой с общим выходным коллектором.
