Принцип работы агзу

Принцип работы АГЗУ массового типа

Принцип работы АГЗУ массового типа - фотография 1 - изображение 1

БИЛЕТ 1

Принцип работы АГЗУ массового типа

АГЗУ - Автоматизированная Групповая Замерная Установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин. АГЗУ применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Функциональное назначение установки - контроль количества жидкости и попутного газа с выдачей результата в блок управления или на верхний уровень АСУТП. Более подробно задачи АГЗУ можно описать следующим образом: 1. измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин; 2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема; 3. обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла; 4. формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла; 5. управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла.

Конструктивные особенности

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев. Каждая установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

В технологическом блоке размещены:

· замерный сепаратор (ёмкость сепарационная);

· переключатель скважин многоходовый ПСМ;

· счетчик жидкости;

· регулятор расхода;

· привод гидравлический;

· запорная арматура;

· блок гидропривода;

В аппаратурном блоке размещены:

· блок управления;

· блок индикации;

· блок питания.

Технологический блок имеет несколько исполнений в зависимости от количество подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Технологический блок имеет освещение, отопление, принудительную или естественную вентиляцию.

Принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам , подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод (через датчик расхода газа), а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором.

Ликвидация порыва на внутриплощадном коллекторе от скважины до АГЗУ

???

При порыве выкидной линии:

-сообщить диспетчеру; -вывести людей из опасной зоны; -остановить скважину, закрыть задвижки на выкидную линию; -закрыть движение транспорта и выставить знаки; -провести КВС; -принять меры к недопущению растекания нефти; -ликвидировать порыв или заменить выкидную линию. При порыве нефтесборного коллектора: -сообщить диспетчеру; -вывести людей из опасной зоны; -остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор; -закрыть движение транспорта и выставить знаки; -принять меры к недопущению растекания нефти.

При нарушении герметичности кабельного ввода

·сообщитьдиспетчеру; ·остановить работу ЭЦН и вывесить плакат на станции управления; · подтянуть сальник кабельного ввода и устранить пропуск.

Первая помощь при ожогах

Первая помощь при термических ожогах. Среди термических ожогов особо необходимо выделить ожоги кипятком, так как это самый распространенный вид бытовых ожогов, с ними приходилось сталкиваться практически всем. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком, следует: Полностью открыть пораженную поверхность, удалить одежду, не снимая ее, а аккуратно разрезав ткань; Поместить место ожога на 10-15 минут под струю холодной воды, что поможет предотвратить его распространение вглубь тканей; Если есть возможность, следует обработать место ожога противовоспалительными и регенерирующими средствами; При незначительных ожогах можно наносить спиртовой раствор (водку), который, испаряясь, способствует охлаждению тканей; После всех проведенных процедур необходимо наложить сухую стерильную или влажную холодную повязку. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком категорически нельзя: Смазывать обожженную поверхность жирными мазями или маслом, создавая термоизоляционный слой, который будет препятствовать отводу тепла; Накладывать давящие тугие повязки; Прикладывать лед; Обрабатывать рану йодом, зеленкой или раствором марганцовки (допускается такая обработка исключительно вокруг пораженной поверхности); Прокалывать пузыри в случаях, если они образовались в результате травмы. Оказывая первую помощь при термических ожогах, полученных от пламени, пара или контакта с раскаленными предметами или жидкостями, необходимо: Быстро изолировать пострадавшего от источника ожога; Аккуратно срезать одежду, прилипшую к телу вокруг раны (из раны не рекомендуется удалять посторонние предметы, грязь, остатки прилипшей одежды); На поверхность ожога наложить стерильную повязку, а поверх повязки, по возможности, холод; Обеспечить пострадавшему обильное питье – минеральную или подогретую подсоленную обычную воду.

Первая помощь при химических ожогах. К наиболее распространенным химическим ожогам относятся травмы, полученные вследствие контакта с: Концентрированными кислотами; Щелочами; Фосфором; Негашеной известью. Для оказания первой помощи при химических ожогах необходимо снять с потерпевшего одежду и с помощью сухой ткани удалить с поверхности кожи остатки химического вещества. Определив вид химического вещества, ставшего причиной ожога, следует действовать следующим образом: Ожоги, нанесенные кислотами (кроме серной) в течение 10-20 минут следует промывать под струей воды, а затем обработать раствором щелочи (растворить 1 чайную ложку соды в стакане воды или сделать обычный мыльный раствор). Серная кислота, взаимодействуя с водой, выделяет тепло, поэтому ожог серной кислотой промывать водой не рекомендуется, а сразу следует обработать поврежденную поверхность слабыми щелочными растворами; Вызванные щелочами ожоги промывают 10-20 минут под струей воды, затем обрабатывают раствором 3-4% уксуса, слабым раствором борной или лимонной кислоты; При ожоге фосфором участок тела следует опустить в воду (на воздухе фосфор вспыхивает). Под водой кусочки фосфора удаляются, после чего рану необходимо обработать 5% раствором медного купороса и наложить сухую повязку; Обработку ожогов негашеной известью необходимо производить растительным или животным маслом, при этом категорически не рекомендуется смывать негашеную известь водой.

Первая помощь при электрических ожогах. Особенность электрического ожога состоит в том, что он может практически не проявляться на коже, однако при этом существенно нарушает работу многих систем и органов человека. Обнаружив человека, получившего электрический ожог, первую помощь необходимо оказывать в следующей последовательности: Изолировать пострадавшего от действия источника тока, не забывая о собственной безопасности; Положить пострадавшего так, чтобы туловище было выше головы, приподняв ему ноги; Если пульс и дыхание отсутствуют, необходимо сделать закрытый массаж сердца и искусственное дыхание; Поверхностные раны обрабатываются, как и при термических ожогах, после чего накрываются мокрой марлевой повязкой. Первая помощь при ожогах глаз. Первую помощь при ожогах глаз нужно проводить так: Промыть глаза большим количеством воды или другой нейтральной жидкости; Устранить повреждающий фактор (химическое вещество, температуру или излучение); Удалить из конъюнктивальной полости глаз инородные вещества; Наложить стерильную повязку. После того, как первая помощь при ожогах любого происхождения и сложности пострадавшему оказана, ему необходима профессиональная медицинская помощь.

БИЛЕТ 2

Назначение

Измерения в непрерывном или периодическом режимах расхода и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин (поочередно, каждой из подключенных к АГЗУ), а также индикация, архивирование и передача результатов измерений и аварийных сигналов на верхний уровень системы автоматизации (диспетчерский пункт нефтяного промысла).

Назначение и принцип действия шестеренчатых насосов - изображение 2 - изображение 2

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник AM 40-8-400

· Спутник AM 40-10-400

· Спутник AM 40-14-400

· Спутник Б 40-14-400

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Спутник – Б - изображение 3 - изображение 3

Подготовка скважины к выводу на режим

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

· Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

· номинальный ток,

· ток холостого хода,

· номинальное напряжение,

· глубину спуска насосной установки (положение приема),

· диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см2. Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

Вывод скважины на режим

Замерить статический уровень.

Электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис", согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени (таблица 3.1) можно предположить:

· неверное вращение ПЭД,

· негерметичность НКТ,

· неисправность насоса.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет).

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис" отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

· Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут.

· Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

· Производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут

· По скорости падения динамического уровня определить согласно приложению №2 отбор жидкости из затрубного пространства.

· По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

· Если приток из пласта меньше допустимого не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).

Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

· Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

· В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

· Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом ЦДНГ. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки.

БИЛЕТ 3

Требования, предъявляемые к монометрам

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2,5 - при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2);

1,5 - при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2);

1,0 - при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см2).

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30° для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м - не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного. В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.

Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным

рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденной руководством организации — владельца сосуда, но не менее одного раза в сутки.

Требования безопасности при закачке ингибиторов солеотложения

- не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

- не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;

- не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;

не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;

- должны быть безопасными для обслуживания и безвредными для окружающей среды;

- содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно надежно определяться в промысловых условиях;

- должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

- должны быть совместимые с пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;

- должны быть стабильными при хранении и транспортировке.

Различают способы подачи ингибитора:

- непрерывная дозировка в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

- периодическая закачка раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в ПЗП;

- периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины насосными агрегатами.

На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения.

БИЛЕТ 4

Первая помощь при ожогах

Первая помощь при термических ожогах. Среди термических ожогов особо необходимо выделить ожоги кипятком, так как это самый распространенный вид бытовых ожогов, с ними приходилось сталкиваться практически всем. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком, следует: Полностью открыть пораженную поверхность, удалить одежду, не снимая ее, а аккуратно разрезав ткань; Поместить место ожога на 10-15 минут под струю холодной воды, что поможет предотвратить его распространение вглубь тканей; Если есть возможность, следует обработать место ожога противовоспалительными и регенерирующими средствами; При незначительных ожогах можно наносить спиртовой раствор (водку), который, испаряясь, способствует охлаждению тканей; После всех проведенных процедур необходимо наложить сухую стерильную или влажную холодную повязку. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком категорически нельзя: Смазывать обожженную поверхность жирными мазями или маслом, создавая термоизоляционный слой, который будет препятствовать отводу тепла; Накладывать давящие тугие повязки; Прикладывать лед; Обрабатывать рану йодом, зеленкой или раствором марганцовки (допускается такая обработка исключительно вокруг пораженной поверхности); Прокалывать пузыри в случаях, если они образовались в результате травмы. Оказывая первую помощь при термических ожогах, полученных от пламени, пара или контакта с раскаленными предметами или жидкостями, необходимо: Быстро изолировать пострадавшего от источника ожога; Аккуратно срезать одежду, прилипшую к телу вокруг раны (из раны не рекомендуется удалять посторонние предметы, грязь, остатки прилипшей одежды); На поверхность ожога наложить стерильную повязку, а поверх повязки, по возможности, холод; Обеспечить пострадавшему обильное питье – минеральную или подогретую подсоленную обычную воду.

Первая помощь при химических ожогах. К наиболее распространенным химическим ожогам относятся травмы, полученные вследствие контакта с: Концентрированными кислотами; Щелочами; Фосфором; Негашеной известью. Для оказания первой помощи при химических ожогах необходимо снять с потерпевшего одежду и с помощью сухой ткани удалить с поверхности кожи остатки химического вещества. Определив вид химического вещества, ставшего причиной ожога, следует действовать следующим образом: Ожоги, нанесенные кислотами (кроме серной) в течение 10-20 минут следует промывать под струей воды, а затем обработать раствором щелочи (растворить 1 чайную ложку соды в стакане воды или сделать обычный мыльный раствор). Серная кислота, взаимодействуя с водой, выделяет тепло, поэтому ожог серной кислотой промывать водой не рекомендуется, а сразу следует обработать поврежденную поверхность слабыми щелочными растворами; Вызванные щелочами ожоги промывают 10-20 минут под струей воды, затем обрабатывают раствором 3-4% уксуса, слабым раствором борной или лимонной кислоты; При ожоге фосфором участок тела следует опустить в воду (на воздухе фосфор вспыхивает). Под водой кусочки фосфора удаляются, после чего рану необходимо обработать 5% раствором медного купороса и наложить сухую повязку; Обработку ожогов негашеной известью необходимо производить растительным или животным маслом, при этом категорически не рекомендуется смывать негашеную известь водой.

Первая помощь при электрических ожогах. Особенность электрического ожога состоит в том, что он может практически не проявляться на коже, однако при этом существенно нарушает работу многих систем и органов человека. Обнаружив человека, получившего электрический ожог, первую помощь необходимо оказывать в следующей последовательности: Изолировать пострадавшего от действия источника тока, не забывая о собственной безопасности; Положить пострадавшего так, чтобы туловище было выше головы, приподняв ему ноги; Если пульс и дыхание отсутствуют, необходимо сделать закрытый массаж сердца и искусственное дыхание; Поверхностные раны обрабатываются, как и при термических ожогах, после чего накрываются мокрой марлевой повязкой. Первая помощь при ожогах глаз. Первую помощь при ожогах глаз нужно проводить так: Промыть глаза большим количеством воды или другой нейтральной жидкости; Устранить повреждающий фактор (химическое вещество, температуру или излучение); Удалить из конъюнктивальной полости глаз инородные вещества; Наложить стерильную повязку. После того, как первая помощь при ожогах любого происхождения и сложности пострадавшему оказана, ему необходима профессиональная медицинская помощь.

БИЛЕТ 5

Требования к эксплуатации сосудов, работающих под давлением

Требования безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, определены Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденными Гостехнадзором РФ от 11.06.03 № 91 (далее - Правила). Правила распространяются на: - сосуды, работающие под давлением воды с температурой выше 115 град. С или других нетоксичных, не взрывопожароопасных жидкостей при температуре, превышающей температуру кипения при давлении 0,07 МПа (0,7 кгс/см2); - сосуды, работающие под давлением пара, газа или токсичных взрывопожароопасных жидкостей свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2); - баллоны, предназначенные для транспортировки и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2); - цистерны и бочки для транспортировки и хранения сжатых и сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50 град. С превышает давление 0,07 МПа (0,7 кгс/см2); - цистерны и сосуды для транспортировки или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) создается периодически для их опорожнения; - барокамеры. Сосуды, на которые распространяются Правила, до пуска их в работу должны быть зарегистрированы в органах Ростехнадзора России. Регистрация сосуда производится на основании письменного заявления владельца сосуда. Для регистрации должны быть представлены: - паспорт сосуда установленной формы; - удостоверение о качестве монтажа; - схема включения сосуда с указанием источника давления, параметров, его рабочей среды, арматуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматического управления, предохранительных и блокирующих устройств. Схема должна быть утверждена руководством организации; - паспорт предохранительного клапана с расчетом его пропускной способности. Орган Ростехнадзора России обязан в течение 5 дней рассмотреть представленную документацию. При соответствии документации на сосуд требованиям Правил орган Ростехнадзора России в паспорте сосуда ставит штамп о регистрации, пломбирует документы и возвращает их владельцу сосуда. Отказ от регистрации сообщается владельцу сосуда в письменном виде с указанием причин отказа и со ссылкой на соответствующие пункты Правил. Сосуды, на которые распространяется действие Правил, должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях - внеочередному освидетельствованию. Техническое освидетельствование сосудов, не регистрируемых в органах Ростехнадзора России, проводится лицом, ответственным за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Первичное, периодическое и внеочередное техническое освидетельствование сосудов, регистрируемых в органах Ростехнадзора России, проводится специалистом организации, имеющей лицензию Ростехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств (сосудов).

Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях: - если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев; - если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте; - если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением; - перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда; - после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование; - по требованию инспектора Ростехнадзора России или ответственного по надзору за осуществлением производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, подлежащего регистрации в органах Ростехнадзора России, выдается инспектором после его регистрации на основании технического освидетельствования и проверки организации обслуживания и надзора, при которой контролируется: - наличие и исправность в соответствии с требованиями настоящих Правил арматуры, контрольно-измерительных приборов и приборов безопасности; - соответствие установки сосуда правилам безопасности; - правильность включения сосуда; - наличие аттестованного обслуживающего персонала и специалистов; - наличие должностных инструкций для лиц, ответственных за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов; - инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию, сменных журналов и другой документации, предусмотренной Правилами. Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, не подлежащего регистрации в органах Ростехнадзора России, выдается лицом, назначенным приказом по организации для осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, на основании документации изготовителя после технического освидетельствования и проверки организации обслуживания. Разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию записывается в его паспорте. На каждый сосуд после выдачи разрешения на его эксплуатацию должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке форматом не менее 200 x 150 мм: - регистрационный номер; - разрешенное давление; - число, месяц и год следующих наружного и внутреннего осмотров и гидравлического испытания. Владелец обязан обеспечить содержание сосудов в исправном состоянии и безопасные условия их работы. В этих целях необходимо: - назначить приказом из числа специалистов, прошедших в установленном порядке проверку знаний Правил, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосудов, а также ответственных за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением. - назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверения на право обслуживания сосудов, а также установить такой порядок, чтобы персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию сосудов, вел тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и поддержания сосудов в исправном состоянии. Результаты осмотра и проверки должны записываться в сменный журнал; - обеспечить проведение технических освидетельствований, диагностики сосудов в установленные сроки; - обеспечить порядок и периодичность проверки знаний руководящими работниками и специалистами Правил; - организовать периодическую проверку знаний персоналом инструкций по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов; - обеспечить специалистов Правилами и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации сосудов, а персонал - инструкциями; - обеспечить выполнение специалистами Правил, а обслуживающим персоналом - инструкций. В организации, эксплуатирующей сосуды, работающие под давлением, должны быть разработаны и утверждены инструкции для ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов и ответственного за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов.

Требования, предъявляемые к СИЗ

Средства индивидуальной зашиты, материалы, используемые для их изготовления, а также вещества и продукты, которые могут выделяться при их эксплуатации, не должны причинять вреда здоровью человека и окружающей среде, и должны соответствовать установленным санитарно-гигиеническим требованиям.

СИЗ должны быть легкими, но не в ущерб прочности конструкции и эффективности их использования.

СИЗ должны иметь конструкцию, максимально соответствующую физиологии пользователя, его физическим особенностям и тяжести предполагаемой работы, а также климатическим/микро-климатическим условиям окружающей среды, для которых они предназначены.

СИЗ должны быть спроектированы и изготовлены таким образом, чтобы в предусмотренных условиях их применения по назначению пользователь мог осуществлять нормальную деятельность, в процессе которой он был бы адекватно и эффективно защищен от соответствующих типов риска.

СИЗ должны быть снабжены этикеткой (маркировкой), информирующей пользователя об изготовителе, области применения продукции, о сроках и условиях применения и хранения, а также предупреждающей о мерах безопасности при эксплуатации продукции.

СИЗ применяются в тех случаях, когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией и размещением оборудования, организацией производственных процессов архитектурно-планировочными решениями и средствами коллективной защиты. Их отличие от коллективных средств зашиты в том, что они придаются не к производственному оборудованию, а непосредственно работнику.

Одним из главных требований к средствам индивидуальной защиты является их удобство. Что касается средств индивидуальной защиты для женщин, то для них немаловажным показателем является эстетичность.

Средства индивидуальной зашиты должны иметь сертификаты соответствия, а значит соответствовать характеру и условиям работы, обеспечивать безопасность труда, отвечать требованиям ГОСТов и технических условий. Каждая партия поступивших на предприятие средств индивидуальной защиты должна быть подвергнута проверке на соответствие заявленному ассортименту по моделям, ростам, расцветке, родовому признаку, назначению. На каждой упаковке (партии) СИЗ следует проверять наличие стандартной маркировки. Средства индивидуальной, защиты не должны иметь механических повреждений и других дефектов. При осмотре спецодежды, спецобуви, рукавиц необходимо обращать внимание на соответствие и качество применяемых материалов и фурнитуры, качество строчек, швов, соответствие размеров изделия и т.д.

Средства защиты органов дыхания, средства защиты глаз и лица, предохранительные пояса должны иметь паспорта и инструкции по эксплуатации. Маркировка фильтрующих элементов средств защиты органов дыхания должна соответствовать срокам гарантированного хранения. Необходимо проверить возможность замены очковых и смотровых стекол средств защиты глаз и лица без применения специального инструмента. Следует проконтролировать надежность и прочность фиксации несущей ленты и подбородочного ремня по размерам у средств защиты головы (касок). При оценке качества предохранительных поясов необходимо проверить надежность работы пряжки и карабина (пояс должен расстегиваться и застегиваться без затруднений, раскрытие карабина должно происходить усилием одной руки только после нажатия предохранительного устройства).

БИЛЕТ 6

БИЛЕТ 7

Устройство АГЗУ

Назначение и принцип действия шестеренчатых насосов

Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ - изображение 4 - изображение 4

Насосы типа «Ш» предназначены для перекачивания нефтепродуктов (масло, мазут, дизтопливо). В ЦДНГ 11 применяются в БР (для закачки реагента в емкость), в маслосистеме БКНС(для циркуляции в системе смазки подшипников эл.двигателей ЦНС)

Условное обозначение: НШ5-25-3,6/4

НШ5-25 – обозначение типоразмера агрегата;

3,6 – подача насоса, м3/час;

4 – давление на выкиде, кг/см2.

При вращении роторов на стороне всасывания создается разряжение, в результате чего жидкость под давлением атмосферы заполняет межзубьевые впадины и в них перемещается из полости всасывания в полость нагнетания.

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель  - изображение 5

58. Устройство (основные узлы) ЦНС:

Корпус: всасывающая и нагнетательная крышки, передний и задний кронштейны, направляющие аппараты с корпусами, стяжные шпильки, трубка разгрузки.

Ротор: вал с рабочими колёсами, дистанционная втулка и втулка разгрузки, гидравлическая пята, гайка ротора, полумуфта.

59. Что означает аббревиатура ЦНС 60-264? Ц - центробежный

Н - насос

С - секционный

60 - подача, м3/час

264 - напор, м

60. Что такое АГЗУ типа «Спутник»?

АГЗУ типа «Спутник» - автоматизированная групповая замерная установка (далее - установка) предназначена для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважин. При наличии счётчика газа типа «ТОР», установки также измеряют количество отсепарированного газа.

61. Какие типы АГЗУ существуют?

Установки изготавливаются в четырех модификациях: «Спутник АМ40-14-400», «Спутник АМ40-10-400», «Спутник АМ40-8-400» «Спутник Б40-14-500» и отличаются между собой количеством подключаемых скважин. Также «Спутник Б40-14-500» оборудован дополнительной емкостью и насосом для подачи хим.реагента в жидкость.

62. Расшифруйте обозначение «Спутник АМ40-14-400», «БИУС 40-50» и перечислите основные отличия АГЗУ от БИУС.

Пример условного обозначения «Спутник АМ40-14-400», где

40 - рабочее давление, кгс/см2,

14 - количество подключаемых скважин, шт,

5-400 - предел измерения по жидкости, м3/сут.

БИУС 40-50, предназначена для измерения количества продукции малодебитных скважин.

Б - блочная

И - индивидуальная

У - установка

С - сепарации

40 - рабочее давление, кг/см2

1-50 - предел измерения по жидкости, м3/сут

63. Основные отличия АГЗУ от БИУС:

- Наличием на АГЗУ автоматизированной системы управления замера дебита (перевод с замера дебита одной скважины на замер дебита другой скважины осуществляется при помощи ПСМ- переключателя скважинного многоходового), непосредственно с пульта управления, а также вручную (оператор).

- Переключение скважин на замер в АГЗУ происходит непосредственно в замерно - переключающем блоке, а на БИУС перевод скважины на замер производится вручную, путем открытия закрытия задвижек на узле переключения БИУС.

- Наличие в БИУС вертикального сепаратора (в АГЗУ установлен горизонтальный сепаратор), который позволяет производить замер объема продукции малодебитных скважин с большей точностью (предел измерения БИУС от 1 до 50 м3/сут, предел измерения АГЗУ от 5 до 400 м3/сут).

64. Устройство и принцип работы АГЗУ.

Установка состоит из двух блоков технологического и щитового. В технологическом блоке расположены: сепаратор замерной, ТОР-счётчик жидкости турбинный, ПСМ -переключатель скважин многоходовой, ГП- привод гидравлический, обогреватель электрический, вентилятор , запорная арматура, технологические трубопроводы.

В щитовом блоке расположены приборы контроля и автоматики.

Принцип работы установки состоит в следующем: продукция скважин по трубопроводам, подключённым к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней ёмкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединённой с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счётчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Оборудование и приборы расположенные в технологическом блоке сделаны во взрывозащищённом исполнении.

Перед входом в технологический блок необходимо включить вентилятор, расположенный снаружи не менее чем за 15 мин. И только после этого входить, при отсутствии электроэнергии необходимо открыть обе двери технологического блока и только после этого возможно заходить в технологический блок.

65. Что такое БДР 2,5-ОЗНА? Назначение и устройство.

БДР 2,5 – блок дозирования реагента, с производительностью насоса дозатора не более 2,5 л/ч.

БДР предназначен для дозированного ввода реагента - деэмульгатора и ингибитора коррозии - в трубопровод с помощью плунжерного насоса (типа ДП или НД), который позволяет регулировать его подачу в необходимом диапазоне, с помощью лимба, на котором нанесена шкала с делениями, соответствующими определённым значениям подачи насоса.

Для закачки реагента в ёмкость БДР установлен шестерёнчатый насос (типа НШ).

Также в БДР предусмотрен подогрев реагента в зимнее время суток с помощью вмонтированных в ёмкость электрообогревателей.

Спутник – Б

Билет №7. №1. Техническое обслуживание АГЗУ(автоматизированные групповые замерные установки) - фото 6 - изображение 6

Спутник – Б-40 так же, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник – Б-40 является более совершенным по сравнению со Спутником – А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника – Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Продукцию обводненных скважин, используя обратные клапаны 1, направляют по обводной линии через задвижки 12 в сборный коллектор 8. Продукция скважин, дающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а затем в коллектор безводной нефти 23.

ГЗУ; назначение, устройство, принцип действия. - фотография 7 - изображение 7

Рисунок 12.3 Принципиальная схема Спутника - Б-40.

1- оборотные клапаны: 2- задвижки: 3- переключатель скважин многоходовой;

4- каретка роторного переключателя скважин; 5- замерный патрубок для одной скважины; 6- сборный коллектор; 7- отсекатели; 8- коллектор обводненной нефти; 9,12- задвижки закрытые; 10,11- задвижки открытые; 13- гидроциклонный сепаратор; 14- регулятор перепада давления; 15- расходометр газа; 16,16 а- золотники; 17- поплавок; 18- расходомер жидкости;19- поршневой клапан; 20- влагомер; 21- гидропривод; 22- электродвигатель; 23- коллектор безводной нефти; 24- выкидные линии скважин.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, который поддерживает постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниками 16 и 16а на поршневой клапан 19.

Для измерения количества жидкости после отделения газа в гидроциклонном сепараторе жидкость накапливается в технологической емкости. В крайнем нижнем положении поплавка 17 уровнемера верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний корпус золотника, в результате чего повышенное давление из регулятора давления 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости начинает повышаться. При достижении поплавком крайнего верхнего положения нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16. повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер 18 производит отсчет количества жидкости, проходящей через него.

Рекомендуемая литература:

1. «Создание автоматизированного управления в добыче газа» И.С. Никоненко Москва НЕДРА 2001г

2. Методы классической и современной теории автоматического управления: Учебник. В 3-х т. М.: Изд-во МГТУ, 2000.

3. Емельянов С.В., Коровин С.К. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности. М.: Наука, 1997.

Вопросы для самоконтроля:

1. Что такое автоматизация?

2. Чем определяется дебит жидкости?

3. При помощи какого спутника можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин?

4. Куда направляется жидкость поставленный на замер?

5. Какой из спутников является более совершенным?

Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ

Принцип работы агзу - фото 8 - изображение 8

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).

Замерно-переключающий блок содержит :

- многоходовый переключатель скважин (ПСМ);

- гидравлический привод ГП-1;

- замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;

- турбинный счетчик ТОР;

- соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Процесс работы установок заключается в следующем .

Принцип работы агзу - изображение 9 - изображение 9

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Установка может работать в трех режимах;

  1. через сепаратор на ручном режиме;
  2. через сепаратор на автоматическом управлении;
  3. через обводной трубопровод (байпасную линию);

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо

  • закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
  • открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
  • закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

  • закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
  • открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
  • закрыть задвижки второго ряда (19)
  • производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

  • открыть задвижку (24)
  • открыть задвижки второго ряда (19)
  • закрыть задвижки первого ряда (18)
  • установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
  • закрыть задвижку (23)
  • стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
  • установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

-произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии). -включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИЧерез 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.

  • поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
  • замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
  • открыть задвижки первого ряда (18)
  • открыть задвижки (28,22,23)
  • закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
  • открыть краны под манометрами.
  • задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание.

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

  • при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

*проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики) *проверка герметичности наружных фланцев. *проверка герметичности технологического оборудования.*проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов.*средств автоматики.*проверка давления в сепараторе.*проверка предохранительного клапана.*проверка работы регулятора расхода и заслонки.*проверка фиксации каретки ПСМ.*слив грязи из замерного сепаратора.*уборка помещений от грязи.

· один раз в три месяца.

*проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров).*проверка контактов реле и магнитных пускателей.*проверка хода рейки ПСМ.*проверка хода и фиксации каретки ПСМ.*осмотр трущихся частей регулятора расхода.*проверка герметичности каретки ПСМ.*проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

· один раз в шесть месяцев.

*проверка датчика положения ПСМ.*проверка работы ПСМ*проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)*осмотр уплотнений средств автоматики.

В ОАО «СН-ННГ» наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :

- 40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;

- 10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;

- 400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.

Кроме установки «Спутник–А», применяются установки «Спутник–Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ

Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.

Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.

К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.

АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.

В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:

-Вентилятор центробежный: взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.

-Датчик положения переключателя ПСМ.

-Электродвигатель привода ГП-1М.

-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10

-Счетчик ТОР 1-50

-Манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный.

-Светильники ВЗГ-200 АМС.

-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.

-Обогреватель электрический ОЭВ-4.

Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:

а) Физические опасные и вредные производственные факторы:

-повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

-повышенная напряженность электрического поля;

-отсутствия и ли недостаток естественного света;

-расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);

б) Химические опасные и вредные производственные факторы:

-токсические;

-по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.

При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.

1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ "Спутник" включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.

При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.

2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.

3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.

4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.

5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: "ГАЗ-ОСТОРОЖНО", класс взрываем ости "В-1А".

6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.

7. Электропроводка в помещении АГЗУ "Спутник" выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).

Эксплуатация и ремонт замерных установок:

1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо

производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.

2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.

3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.

4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.

5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.

6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.

7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.

Установка может работать в трех режимах:

1.Через сепаратор на ручном управлении;

2.Через сепаратор на автоматическом управлении;

3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки грязевых и пропарочных линий. Открыть задвижки ЗКС под электроконтактный и показывающий манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.

Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно, паспорта и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Для удаления нефти, разлив шившейся через не плотности (сальники, фланцевые соединения и др.) в основании АГЗУ "Спутник" имеются патрубки. Сброс нефти произвести в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом на установку.

Переключение скважин с замерного на обводной трубопровод и обратно во избежание порыва трубопроводов, производить в последовательности, приведенной в паспорте раздел 12 "Установки, автоматизированные групповые типа "Спутник".

При обслуживании и ремонте электроустановок и приборов необходимо соблюдать "Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий".

Пуск в работу замерного узла после монтажа, а также после длительной остановки при температуре внутри АГЗУ и стенки сепарационной емкости ниже минус 30 градусов не разрешается.

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель "Спутник АМ-40-14-400"

Принцип работы агзу - изображение 10 - изображение 10

Содержание

Введение

Общая характеристика объекта - установки подготовки нефти

Расчёт

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Впрыск реагента на АГЗУ

Безопасная эксплуатация производства

Литература

Введение

Дебит продукций скважин измеряют с помощью индивидуальных групповых замерных установок.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линий поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодический удаляются через отвод. Замер количества продукций скважины заключается вопределений высоты наполнения мерника за какой-либо промежуток времени.

Автоматизированная установка «Спутник-А» предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состояний технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 Мпа соответственно.

Общая характеристика объекта - установки подготовки нефти

Наименование объекта

Автоматизированная групповая замерная установка (здесь и далее, как АГЗУ).

Назначение объекта.

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» предназначена для сбора, замера и транспорта продукции скважин, а также для разделения жидкости и газа. Подключение скважины к АГЗУ осуществляется по лучевой схеме по территориальному принципу без учёта принадлежности к объектам разработки. На АГЗУ продукция каждой скважины подводится по одному отдельному трубопроводу (выкидной линии). Попутный газ сжигается на факеле, частично утилизируется для собственных нужд - подачей в качестве топливного газа на горелки путевого подогревателя нефти.

Состав технологических блоков АГЗУ.

Установка АГЗУ включает в себя следующие стадии технологического процесса:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка насосами на УПН.

В состав АГЗУ входят следующие основные сооружения, участки и системы. Участок добычи: нефтедобывающие скважины с выкидными линиями к автоматизированной групповой замерной установке замера дебита скважин АГЗУ

Установка АГЗУ имеет в своем составе следующие площадки и технологическое оборудование:

-Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) модель «Спутник АМ-40-14-400», Q=400 м3/сут;

-Установка блочная сепарационная (УБС) V=50м3; производительность 1500 м3/сут; Рраб=1,4 МПа;

-Путевой подогреватель нефти;

-Насосы подачи нефти на УПН;

-Блок дозировки реагента;

-Емкость дренажная горизонтальная подземная;

-Продувочная свеча;

-Факел;

-Операторная АГЗУ;

-Электрощитовая АГЗУ.

Производительность установки.

Расчетная производительность АГЗУ:

-по жидкости - 600 м3/сут по жидкости.

-количество отсепарированного газа определяется величиной газового фактора нефти.

Расчет

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м3/сут.), определяется по формуле

. (3.3)

Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3.3) запишется иначе

, (3.4)

где W -обводненность нефти, %.

Количество газа (м3/сут.), оставшегося в растворенном состоянии в нефти Vр

и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно

.

Дебит отсепарированного свободного газа будет равен:

в первой ступени

; (3.5)

во второй ступени

; (3.6)

в n-ой ступени

. (3.7)

В формулах (3.3) и (3.4) обозначены: V -количествогаза, поступающегоизскважины, м3/cyт, Г-газовыйфакторскважины, м3/м3; Qн

-дебитнефти, м3/сут.; V1, V2, …, Vn -количествогаза, сепарируемогосоответственнопридавлениях р1, p2,…, рn (в 1, 2, …, n-ой ступени), м3/сут.;

-коэффициентрастворимостигазавнефтипритемпературеидавлениивсепараторе 1/Па; р1, p2,…, рn -давлениев первой, второй n-ой ступенях, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см2) обычно изменяется линейно. Коэффициенты для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рис. 3.17).

Поэтому для точных определений необходимо построить кривую изменения от давления на основе анализа глубинной пробы соответствующей скважины.

Перейдем к расчетам сепараторов.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.

.

Рис. 3.17. Растворимость газа в нефти и воде в зависимости от давления в сепараторе: 1 -внефти; 2 -в воде

Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения

, (3.8)

где V -дебит газа при нормальных условиях (т. е. прир0 = 1,033.9,81.104

= 0,1 МПа и Т0=273 К), м3/сут.; -внутренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2; D -внутренний диаметр сепаратора, м; р -давление в сепараторе, Па; Т--абсолютная температура в сепараторе, К; z -коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при , где -скорость оседания частицы в газе, м/с; d -диаметр частицы, обычно принимаемый равным 10-4 м; -кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с), можно определять по формуле Стокса:

(3.9)

где uч-скорость осаждения частицы, м/с; d -расчетный диаметр частицы, м; и -соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м3; g -ускорение свободного падения, м/с2; --динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па.с (кг/м.с).

Если за положительное направление принимается направление падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости

.

На практике при расчетах принимается

. (3.10)

Подставив в (3.10) значения uч

и vг

из (3.9) и (3.8), получим

. (3.11)

или

. (3.12)

По формуле (3.12) можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d (обычно принимают d= 10-4 м) или диаметром сепаратора D при известных р, Т, , и в сепараторе.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости vж

в нем меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т. е. должно быть

. (3.13)

Скорость всплывания пузырьков газа vг

в жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.11) с заменой в ней абсолютной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости .

Учитывая соотношение (3.13), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать

(3.14)

Или

. (3.15)

После подстановки в данную формулу величины площади F=0,785D2

и значения ускорения свободного падения g получим

. (3.16)

При расчетах сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой:

, (3.17)

где -плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; рир0 -соответственнодавлениевсепаратореидавлениепринормальныхусловиях, Па; Т0 иТ-абсолютная нормальная температура (Т0 =273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273+t), К; z -коэффициент сверхсжимаемости .

Пример 1.

При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в вертикальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром dн=30 мкм. Давление в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см2) и температура Т = 293 К.

Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность сепаратора Vг, имеющего диаметр D=0,9 м, если =800 кг/м3 и коэффициент сверхсжимаемости z=1. Плотность газа при нормальных условиях=l,21 кг/м3, а вязкость газа в рабочих условиях =0,012.10-3

Па.с.

Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (3.17)

.

Скорость осаждения капли определим по формуле (3.9)

.

При условии (120) скорость восходящего потока газа будет равна

.

По формуле (3.8) определим суточную производительность сепаратора по газу

Определим режим движения газа в сепараторе

.

Пример 2.

Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 м проходит нефть вязкостью =10 сП (10 сП=10.10-3

Па.с) и плотностью =0,8 г/см3 в количестве Qн=200 т/сут. В сепараторе поддерживаются давление 20 кгс/см2 (20.9,81.104 Па

2 МПа) и температура Т=300 К. Определить скорость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые успевают доплывать при этой скорости нефти.

Задача решается без учета времени, затрачиваемого на сброс нефти из сепаратора.

Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе

или vн= 3,6 мм/с.

Пузырьки газа успеют всплыть при . Примем vг

=5 мм/с. Диаметр пузырьков газа определится по формуле Стокса (119)

4. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Краткое описание технологических процессов установки АГЗУ.

Основными технологическими процессами на технологических площадках установки АГЗУ являются:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

-подача газа сепарации на УПН;

-впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

На АГЗУ предусмотрен замер дебита скважины, 1-ая ступень сепарации, подогрев нефти и раздельный транспорт нефти и газа по самостоятельным трубопроводам на объекты подготовки. Процесс сепарации происходит непрерывно за счёт диффузии растворённых в нефти молекул газа в пространство над нефтью.

Наавтоматизированной групповой замерной установки АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» производится автоматическое поочередное определение дебита скважин по нефти и газу, а также дляблокировка скважин при возникновении аварийных ситуаций.

Описание технологической схемы установки АГЗУ.

Технологическая схема групповой замерной установки АГЗУ, оборудованной установкой блочной сепарационной (УБС)

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает с эксплуатационных скважин на АГЗУ “Спутник”- АМ-40-14-400 (1,2).

Автоматизированные групповые установки (АГЗУ) “СпутникАМ-40-14-400”предназначеныдляизмерениядебитажидкостиигаза, эксплуатационных скважин в системах группового сбора, в которых продукция каждой скважины направляется на групповую установку по одному трубопроводу (выкидной линии).

АГЗУ “Спутник АМ-40-14-400”можно классифицировать следующим образом:

-по методу измерения: объемный;

-по устройству переключения на замер: с многоходовым переключателем скважин (ПСМ);

-по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер;

-по числу замеряемых параметров: однопараметровый.

В указанных шифрах первое число рабочее давление (40 кГ/см2), на которое рассчитана установка, второе - число подключенных к ней скважин (14) и третье - наибольший дебит (400 м3/сут) измеряемой скважины.

Продукция одной эксплуатационной скважины через ПСМ поступает в замерной гидроциклонный двухёмкостный сепаратор, установленный в “Спутнике”, в котором происходит отделение газа от жидкости (нефть+вода) и замеряется их количество по каждой скважине отдельно. Продукция остальных скважин через ПСМ по сборному коллектору транспортируется в блок УБС. В “Спутнике” предусмотрен счетчик газатурбинный“АГАТ-IМ-65”, предназначенныйдляизмеренияпопутногогазасцельюосуществленияоперативногоконтролязарежимами эксплуатации нефтяных скважин. В шифре 65-обозначает диаметр условного прохода в мм. Отсепарированный газ после замера через счетчика “АГАТ”вновь смешивается с жидкостью и вместе с продукцией остальных скважин транспортируется по сборному коллектору в блок двухфазного сепаратора (БС-2400-1,6) , где при давлении 0,1- 0,2 МПа осуществляется I-ая ступень сепарации.

Блок двухфазного сепаратора типа БС-2400-1,6 предназначен для первой ступени сепарации нефтяного газа от жидкости, с одновременным оперативным учетом их расходов в системах герметизированного сбора и транспорта продукции эксплуатационных скважин.

В шифре установки принято следующее обозначение: БС- блок двухфазного сепаратора; первое число - диаметр аппарата (2400 мм); второе расчетное давление (16 атмосфер). В блок входят; сепаратор, депульсатор, площадка обслуживания, комплектующие изделия и средства КИПиА.

Отсепарированный газ по самостоятельному трубопроводу O159х5мм через узел учёта газа поступает на факельную линию через задвижку или в коллектор выдачи газа сепарации на установку УПН через счетчик газа СГ - 16М200 и задвижку.

Счетчик СГ - 16М200, предназначен для замера газа, отсепарированного в БС.

Дегазированная жидкость из блочной сепарационной установки (УБС) откачивается через задвижки поршневыми насосами типа НБ-125/1,2 или центробежным насосом ЦНС-38/176/1 через путевой подогреватель типа ПП-0,63 в нефтесборный коллектор на УПН через фильтр и счетчик жидкости.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 представляет собой блочную печь с промежуточным водяным теплоносителем.

В технологической схеме АГЗУ дополнительно предусмотрены дренажные емкости с электронососным агрегатом для сбора дренажей с оборудования АГЗУ.

Центробежный насос типа НВ-50/50 - предназначен для откачки жидкости из дренажной емкости в нефтесборный трубопровод выхода жидкости из Спутника-1,2 на вход в сепаратор УБС. В тот же трубопровод врезана линия горячей циркуляции нефтяной жидкости от печи ПП-0,63.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 - предназначен для подогрева пластовой жидкости, откачиваемой поршневыми насосами в нефтесборный коллектор.

Счетчик “НОРД” - предназначен для учета объема жидкости, откачиваемого поршневыми насосами в напорный коллектор.

Для регулирования давлений (в аварийных случаях) на блочной сепарационной установке, на гидроциклонном сепараторе “СпутникаАМ-40-8-400”установлены предохранительные клапаны, отводящие трубы которых выведены на дренажную линию, а из гидроциклонного сепаратора - в дренажный колодец.

В зимнее время года, для предотвращения застывания нефти в технологический цикл “печь подогрева>спутник>поршневой насос”подается подогретая нефтьдо 50-55Споциркуляционнойлиниичереззадвижки.

Система контроля и автоматизация технологического процесса

На АГЗУ установлена система КИПиА, которая предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического режима, предотвращения возникновения аварийных ситуаций, для оперативного учёта и контроля уровней жидкости и управления процессом откачки жидкости насосами для раздельного замера дебита скважин, суммарного учёта жидкости и газа. замерный установка автоматический газ

Для автоматического контроля уровней жидкости в УБС и управления процессом откачки применяется ультразвуковой прибор типа XPS 10 ECHOMAX. Управление насосами откачки можно также, при необходимости, осуществлять на ручном режиме кнопками “Пуск”и“Стоп”щита управления. Все сигналы идущие от точек контроля насосами откачки поступают на вторичные показывающие приборы, установленные на щите управления в операторной АГЗУ. Сигналы на щите выдаются в виде цифровой и световой индикации.

Давление жидкости и газа в трубопроводах, аппаратах, приёмно-выкидных линиях насосов контролируется техническими манометрами. Температура газожидкостной смеси контролируется термометрами.

Система КИПиА подогревателя ПП-0,63.

На входе нефти в ПП-0,63 производится контроль давления по манометрам, по месту.

Температура воды в ПП-0,63 контролируется стеклянным ртутным термометром.

Подогреватель нефти ПП-0,63 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования, обеспечивающими:

-технологический контроль:

-давления (манометрами показывающими сигнализирующими взрывобезопасными ДМ);

-температуры (манометрическим показывающим термометром ТКП);

-уровня теплоносителя внутри сосуда (ДРУ-1ПМ);

-автоматическое регулирование:

-температуры (РТ-ДО-50);

-давление топливного газа перед горелкой и запальником;

-автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминанием первопричины в соответствии со СНиП 11-35-76 в случае:

- повышения давления газообразного топлива перед горелками;

- понижения давления топливного газа перед горелками;

- погасания факелов горелок;

- повышения температуры теплоносителя;

- повышения давления в змеевике.

Указанные параметры контролируются:

- манометрами показывающими сигнализирующими МП-4-1У;

- преобразователями ультрафиолетового излучения ПУИ;

-автоматический переход с режима большого на малое горение и обратно;

-автоматический переход из режима розжига в режим автоматического контроля технологических параметров;

-автоматический контроль неисправности преобразователя ультрафиолетового излучения.

Система автоматики печи снабжена блоком БУК-5.С помощью указанных блока осуществляется управление работой печи, защита, сигнализация и блокировка при отклонениях параметров работы печи от нормы.

Примечание: Регулировку системы автоматики печей см. схему автоматики в Паспорте на печь ПП-0,63 поставщика оборудования. Эскиз печи ПП-0,63 с промежуточным теплоносителем представлен на рис. 2 в приложении к документу.

Описание схемы подачи ингибитора коррозии (БР-2,5)

Для впрыска ингибитора коррозии на АГЗУ применены блоки дозирования реагента (модель БР-2,5).

Краткая характеристика блока БР-2,5

В блоке БР-2,5 смонтированы:

-безнапорный расходный бак, оснащенный электрическим обогревателем (при наличии такового);

-насос шестеренчатый;

-насос дозировочный.;

-технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИПиА.

Дозировочные блоки выполняют следующие функции:

-прием концентрированного химреагента из бочек в бак;

-подогрев химреагента в баке (при условии комплектации);

-дозированная подача химреагента в трубопровод.

Система контроля и автоматики блоков дозирования реагента предусматривает:

-местный контроль уровня и температуры химреагента в баке (поз.LIA, LA,TA);

-автоматическое управление электрическим обогревателем СЭМ-ЗУЗ для поддержания температуры реагента по сигналам датчика температуры (контур TISA) в пределах от +20 до +60оС (при условии комплектации);

-автоматическое отключение дозировочных насосов при повышении давления нагнетания выше установленного (контур PISA), при снижении уровня химреагента в баке ниже допустимого (контур LSA), включение аварийной вытяжной вентиляции при повышении концентрации горючих газов в блоке до 10%НКПВ (контур QISA), отключение электропитания при пожаре, при Т=70оС (контур TSA).

-защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Электрооборудование и средства КИПиА применены во взрывозащищенном исполнении.

Характеристика и принципиальная схема блока закачки химреагента представлена в таблице 6 и на рис. 1 ниже.

Таблица 6

Позиция на схеме

Наименование оборудования (тип, назначение аппарата)

Кол, шт

Краткая техническая характеристика

БР-2,5

Блок дозирования реагента Насос НД

1

Комплектная поставка Q=20 л/час, Р=6,4 МПа

Е

Емкость технологическая (расходная)

1

V=1,0 м3

Все оборудование установки БР-2,5 смонтировано в теплоизолированном блоке, установленном на сварной раме-санях. В будке блока предусмотрено освещение, автоматический обогрев, вытяжная и приточная вентиляция.

Будка герметической перегородкой разделена на два отсека - технологический и приборный.

Емкость технологическая заполняется реагентом из бочек или от передвижной емкости (автоцистерны) или из герметичных бочек объемом 200 л с помощью заправочного насоса блочной установки.

После заполнения технологической емкости включается насос-дозатор, устанавливается расход подачи ингибитора коррозии в нефтесборный коллектор на входе сырой нефти в УБС. Расход ингибитора коррозии устанавливается на основании рекомендаций производителя, научных организаций, испытывающих реагент в лабораторных и промысловых условиях и опыта применения реагента.

В емкости технологической имеется местный указатель уровня.

Предусмотрено аварийное отключение дозировочного насоса, электронагревателя реагента, автоматическое управление вытяжным вентилятором (при наличии).

5.Впрыск реагента на АГЗУ

Ингибитор коррозии из бочек подается заправочным шестеренчатым насосом в емкость, обогреваемый электронагревателем. Указатель уровня установленный на емкости служит для визуального контроля за уровнем жидкости в емкости. Два манометрических термометра служат для контроля температуры реагента в емкости в пределах от +20 до +60°Сиаварийногосигналаприотклоненииотзаданныхтемператур. Ингибитор коррозии подается в нефтесборный коллектор O159x5мм на входе сырой нефти в депульсатор УБС на площадке АГЗУ

6. Безопасная эксплуатация производства

Общие требования безопасности к технологическому процессу.

Технологический процесс предусматривает:

- устранение непосредственно контакта работающего персонала с сырьем, реагентами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное воздействие на организм человека; токсикологическая характеристика которых приведена выше в таблицах 7.1, 7.2;

- комплексную механизацию производства;

- использование системы управления производством на базе микропроцессорной техники (контроллеров), обеспечивающую защиту работающих при отклонениях процесса от норм технологического режима;

- аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы и на факел АГЗУ, герметизацию оборудования;

- обеспечение двумя независимыми источниками электроэнергии.

- все сосуды, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, оборудованы, как минимум, двумя уровнемерными приборами;

- отсечную запорную арматуру, на подаче сырья на установку АГЗУ от скважин, на сепаратор УБС, прием и выход насосов, на технологических коммуникациях, гарантирующую максимальное снижение выбросов в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации;

- своевременный отбор проб на анализ воздушной среды в соответствии с утвержденной план-схемой в строгом соответствии с графиком отбора проб воздушной среды на рабочих площадках АГЗУ, утвержденным главным инженером» с помощью переносного газоанализатора.

- своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях;

- рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии, а также ограничения тяжести труда;

- четкую организацию связи и оповещения работающих на установке в случае аварийной ситуации, отклонения процесса от норм режима;

- своевременное удаление и обезвреживание отходов производства, являющихся источниками опасных и вредных производственных факторов.

- все электрическое оборудование (насосы, вентиляторы) защищено нулевым заземлением, причем следует отличать рабочее заземление от защитного заземления.

- утилизация попутного нефтяного газа (частичная для собственных нужд -на горелках печи нагрева нефти ПП-0,63).

Причины возникновения аварий

Процессы сепарации, замера и откачки нефти по напорному трубопроводу являются взрывопожароопасными. Разгерметизация оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на территорию промышленного объекта с возможностью последующего воспламенения или взрыва от источника воспламенения.

Основными взрыво- и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящимися в производстве, являются нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты, метанол (для предупреждения гидратообразования в выкидных трубопроводах скважин).

Причины возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:

-отказы (неполадки) оборудования;

-ошибочные действия персонала;

-внешние воздействия природного и техногенного характера.

К основным причинам, связанным с отказом оборудования, относятся:

-прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, газа и т.п.);

-коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов;

-физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов;

-причины, связанные с типовыми процессами.

Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению нормального режима работы установки, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.

Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной разгерметизации оборудования. Чаще всего подобные разрушения имеют локальный характер и не приводят к серьёзным последствиям.

Физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному, так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации любого масштаба.

Все типовые процессы, протекающие на установке, можно разделить на гидродинамические и массообменные.

1. Гидродинамические процессы связаны со следующим типом оборудования:

-насосное оборудование;

-емкостное оборудование;

-трубопроводные системы (трубы и арматура).

Аварийная остановка насосов может привести к нарушению гидравлического, теплового и массообменного режима и разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов обладают низким уровнем надежности (особенно торцевые уплотнения), что является источником утечек горючих жидкостей и газов и может привести к локальным взрывам и пожарам, которые при их развитии могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации насосных агрегатов представляет опасность высокое напряжение электрического тока, подаваемого на электродвигатели.

Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов сжатых паров, газов и жидкостей, содержащих горючие газы.

Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий и значительных объемов горючих веществ, перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных систем могут быть:

-остаточное напряжение в материале труб в сочетании с напряжением, возникающем при монтаже и ремонте, что может вызвать поломку элементов запорных устройств, прокладок, образование трещин, разрыв трубопровода;

-разрушения под воздействием температурных деформаций;

-гидравлические удары;

-вибрация;

-превышения давления и т.п.

2. Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов (пластовой нефти, воды, попутного нефтяного газа, конденсата, химреагентов) проводятся в крупногабаритном оборудовании, работающем при давлении 0,25…0,35 МПа. По характеру протекания массобменных процессов, участвующие в них вещества не представляют опасности как источники внутренних взрывных явлений, но под влиянием внешних воздействий (механические повреждения, аварии на соседних блоках и т.п.) может произойти высвобождение больших количеств опасных веществ с образованием паровых облаков.

Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте относятся ошибки персонала, которые представляют особую опасность при пуске и остановке оборудования, ведении ремонтных и профилактических работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами, с освобождением и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных действий обслуживающего персонала существует возможность разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии.

К внешним воздействиям природного и техногенного характера относятся:

-грозовые разряды и разряды от статического электричества;

-смерч, ураган, лесные пожары;

-снежные заносы и понижение температуры воздуха;

-подвижка, посадка, пучение грунта;

-опасности, связанные с опасными промышленными производствами, расположенными в районе объекта;

-опасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта;

-аварии воздушных судов;

-специально спланированная диверсия.

Опасные факторы, действующие на установке.

Процесс сепарации, замера и перекачки нефти, осуществляемой на объекте, связан с рядом опасных факторов: высокое давление в аппаратах и трубопроводах, большие объемы нефти и газа, токсичность нефти и газа, токсичность химреагентов (ингибитора коррозии, деэмульгатора, метанола) - все это создает опасность для обслуживающего персонала.

Попутный нефтяной газ способен в смеси с атмосферным воздухом образовывать взрывоопасные смеси, которые могут взрываться при наличии огня или искры, что в свою очередь, может вызвать взрыв, пожар, несущие большие разрушения и грозящие опасностью для жизни персонала.

Наличие высокого давления может привести к разрыву трубопроводов и аппаратов, что тоже опасно для жизни персонала.

Наиболее опасными местами являются канализационные и технологические колодцы с технологическими задвижками, различное электрооборудование, факельные свечи, свеча продувочная, места отбора проб.

Наиболее опасными операциями являются: установка или снятие заглушек, прокладок, работа в емкостях, колодцах и на высоте, особенно в условиях обледенения в зимнее время; пропаривание трубопроводов; чистка внутренней поверхности аппаратов; ремонт электрооборудования, недостаточная освещенность.

Вредными веществами на установке являются: нефть, легкие углеводородные газы и их смеси, химические реагенты.

Основные опасности производства:

- возможность отравления при отборе проб газа, нефти, газоконденсата, при пропуске через фланцевые соединения или уплотнения насосов;

- возможность получения термических ожогов при непосредственном контакте с горячим оборудованием, с горячей водой, водяным паром, с огнем при ликвидации загорания, при попадании в зону огня;

- возможность поражения электрическим током при непосредственном контакте с неизолированными токоведущими проводами или оборудованием, находящимся под напряжением (двигатели насосов, вентиляторов и т.п.);

- возможность отравления парами нефтепродуктов, химреагентами, токсического поражения продуктами сгорания, получения травм и ожогов в результате образования взрывоопасных смесей и создания возможных аварийных ситуаций (при разгерметизации оборудования, разливе нефтепродуктов на открытой площадке, пожаре, взрыве).

- недостаточная освещенность на наружной площадке и в производственных помещениях (блок-боксах насосных станций, печи).

Несоблюдение требований техники безопасности и пожарной безопасности, нарушение правил эксплуатации оборудования, отказы в работе оборудования и систем управления процессом могут привести к несчастным случаям, пожару или взрыву, поэтому необходимо строго выполнять требования технологического режима, инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности, строго осуществлять контроль за работой оборудования и системами управления процессом.

Все работники установки должны применять средства защиты:

- спецодежду, спецобувь, каски, защитные очки, перчатки, противогазы, автономные дыхательные аппараты (где это необходимо по правилам безопасного выполнения работ.)

Работать в обуви, подбитой железными гвоздями или подковами, запрещается. Работать в открытой летней обуви (босоножках, сандалиях) запрещается.

Стирка спецодежды на территории установки запрещена. Запрещается развешивать для просушки спецодежду и класть на горячие поверхности горючие предметы.

Все работники установки должны четко знать марки фильтрующих и шланговых противогазов, знать условия их применения и правила пользования ими.

Все работники установки должны уметь делать искусственное дыхание и оказывать первую помощь. При несчастном случае своевременное оказание первой помощи может иметь решающее значение для здоровья и жизни пострадавшего.

При ожогах, ранениях, отравлениях и других несчастных случаях сообщать администрации производства, диспетчеру предприятия, вызывать по телефону или через диспетчера предприятия скорую помощь и газоспасательную службу:

При производстве работ в местах, где возможно образование взрывоопасной смеси паров или газов с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение ручных инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла, не дающего искры при ударе (медь, латунь, бронза) или омеднен, а режущий стальной инструмент надлежит обильно смазать солидолом.

Разлитые нефтепродукты должны немедленно убираться.

Все вентиляционные устройства надлежит содержать в полной исправности, загромождать вентиляционные камеры посторонним предметами запрещается.

Проверка состояния аппаратов, оборудования, трубопроводов, вентиляции, средств пожаротушения и сигнализации должна производиться обслуживающим персоналом установки перед каждой сменой.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях, вызывающих загазованность помещения и территории. При обнаружении пропусков оборудование необходимо отключить, пропуски устранить.

Аппараты, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра, очистки, ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены, провентилированы, отглушены от действующей аппаратуры и оборудования и проветрены.

Необходимо постоянно следить за состоянием осветительной и силовой электропроводки.

Необходимо исключить доступ к токоведущим частям оборудования (насосов), находящегося под напряжением, работникам, не имеющим допуска на эксплуатацию и ремонт вышеуказанного оборудования.

Заземление оборудования, аппаратуры, трубопроводов должно содержаться в исправном состоянии. Перед пуском электродвигателей проверять исправность заземления и ограждений.

Во время работы необходимо обеспечить постоянный контроль за соблюдением норм технологического режима.

Работники установки должны постоянно следить за исправностью схем сигнализации, блокировок, системы ПАЗ, предусмотренных проектом.

Список литературы

Коршак,А.А. Основы нефтегазового дела А.А.Коршак,

А.М.Шаммазов.

Ф.М.Мустафин, Н.И.Коновалов, Р.Ф.Гильметдинов и др. «Машины и оборудование газонефтепроводов» издание 2002.

Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с

Билет №7. №1. Техническое обслуживание АГЗУ(автоматизированные групповые замерные установки)

Принцип работы агзу - фото 11 - изображение 11

№1. Техническое обслуживание АГЗУ(автоматизированные групповые замерные установки)

1 Общие указания

1.1Техническое обслуживание установки производится в зависимости от способа обслуживания, в следующие сроки:

а)при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;

б)один раз в 3 месяца;

в)один раз в 6 месяцев.

Работы производят операторы по добыче нефти и служба автоматики и телемеханики

2 Порядок технического обслуживания

2.1 Виды технического обслуживания, проводящиеся при посещении обслуживающим персоналом:

-проверка показаний счетчиков и неисправности работы всех узлов (при отсутствии телемеханики);

-проверка герметичности наружных фланцев;

-проверка герметичности технологического оборудования;

-проверка герметичности соединений привода ГП и других приборов и средств автоматики;

-проверка давления в сепарационной емкости;

-проверка предохранительного клапана;

-проверка фиксации каретки ПСМ;

-слив грязи из сепарационной емкости и фильтра;

-уборка помещений от загрязнений.

2.2 Виды технического обслуживания, проводящиеся один раз в три месяца:

-проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);

-проверка работы счетчика жидкости турбинного ТОР;

-проверка хода рейки ПСМ;

-проверка хода и фиксации каретки ПСМ;

-проверка герметичности каретки ПСМ;

2.3 Виды технического обслуживания, проводящиеся один раз в шесть месяцев:

-осмотр уплотнений средств автоматизации;

-проверка датчика положения ПСМ;

-проверка работы ПСМ.

Вопрос №2 «Недостатки при пулевой, торпедной, кумулятивной перфорации»

Пулевая перфорация заключается в спуске с скважину на кабель-канате специальных устройств-перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с пов-ти заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается , поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.

Кумулятивная перфорация – образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6-8 км/с под давлением 20-30 ГПа. При этом образуется канал глубинной до 350 мм и диаметром 8-14 мм.

Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск – до 30 м, торпедным до 1 м, пулевым – до 2.3 м. Кол-во порохового заряда до 50 гр.

Пулевая перфорация имеет тот недостаток, что не всегда все выстрелы оказываются удачными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большей пробивной способностью, обеспечивающей лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные перфораторы.

Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют её, и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.

№3. Борьба с парафином при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН

При всех способах эксплуатации скважин с парафинистой нефтью на стенках подъемных труб и выкидных трубопроводов откладывается парафин. Парафин увеличивает нагрузку на штангу и станок качалку, что повышает расход энергии на подъем жид-ти.

Методы очистки труб от парафина:

1. Прогрев насосных труб эл током – электродепарафинизация

2. Прогрев насосных труб горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство скважины

-При периодических прогревах труб горячей нефтью не исключается возможность парафинизации в перерывах между прогревами, что обычно снижает производительность насосной установки. При этом способе применяется очень громоздкое оборудование. Следовательно большой штат обслуживающего персонала.

-При электродепарафинизации очень сложным является оборудование скважин: должна быть предусмотрена электроизоляция насосных труб от эксплуатационной колонны. Метод действует при небольших глубинах: 300-400 м от устья скважины.

-При механической очистке применяются скребки различных конструкций. Для обеспечения срезающего действия скребков, на устье монтируется спец приспособление – штанговращатель, при помощи которого при каждом ходе насоса вся колонна штанг поворачивается с укрепленными на ней скребками на некоторый угол. Парафин непрерывно срезается со стенок труб, и выносится струей нефти на пов-ть.

№4. Работа при пониженных температурах

1) При t=-25 с ветром до 3 баллов(3,4-5,4 м/с) и t=-27 без ветра работающим на открытом воздухе предоставлять перерывы на 10 мин через каждый час работы, который включать в рабочее время.

2) При t=-25 с ветром более 3 баллов и t=-35 без ветра работу на открытом воздухе прекращать. Если прекращение работы влечет за собой нарушение технологич регламента, опасность для чел и окр среды, аварии, то менять чел через каждый час.

№5. Ограждения, лестницы, площадки

1) Проходы между оборудованием и между оборудование и стенкой должны быть не менее 1 м

2) Рабочие проходы 0,75 м(при блочном оборудовании – 0,5м)

3) Если требуется подъем на высоту до 0,75м делаются ступеньки, если выше – лестница с перилами

Маршевые лестницы – под углом к горизонту не более 60 град( искл: при погрузочных работахи ГСМ угол не должен превышать 50 град)

- ширина не менее 60см

- расстояние между ступеньками 25 см

- ступеньки должны быть на 2-5 град с наклоном внутрь

- перила с обоих сторон , высота 1 м

- расстояние между стойками перил не более 2м

- борт шириной 15 см, след пояса по 40 мм

- дыры для стока жидкости

Лесницы-стремянки –длина 6 м, ширина больше 65 см, между ступеньками 35 см

2015-08-122890

ГЗУ; назначение, устройство, принцип действия.

Принцип работы агзу - фотография 12 - изображение 12

Поднятая из скважины газожидкостная смесь, за счет пластовой энергии или установленных скважинных насосов доставляется на групповые замерные установки, которые объединяют до 14 скважин , и в зависимости от комплектации, позволяют осуществлять следующие операции :

-- замерять дебит скважины;

-- определять количество воды в жидкости;

-- отделять газ от жидкости и замерять его объем;

-- передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарно, количество добытой жидкости в целом по ГЗУ на диспетчерский пункт промысла.

В качестве групповых замерных установок применяются Спутники типов А-16, А – 40,

АМ -40, Б -40, рассчитанные на давление 1,6 и 4 МПа.

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков – замерно- переключающего и щитового. Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50*С и относительной влажности воздуха до 80%.

В Спутнике поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ – 1М.

Продукция скважин по выкидным линиям , последовательно проходя через обратный клапан и задвижку, поступает в переключатель скважин типа ПСМ -1М, после которого по общему коллектору через поршневой отсекающий клапан КПР -1 направляется в сборный коллектор системы сбора.

В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерный отвод с поршневым отсекающим клапаном направляется в двухемкостной замерный гидроциклонный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку проходит через заслонку регулятора уровня и по трубопроводу поступает в общий сборный коллектор, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим потоком продукции остальных скважин.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня действует на заслонку на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик ТОР -1. при достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет проводить измерение количества продукции скважин с малыми погрешностями и в широком диапазоне измерения дебитов. Во время слива жидкость проходит через счетчик ТОР -1 и направляется в общий коллектор.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Характеристика групповых замерных установок типа «Спутник»

Параметры А–16–14-400 А-40–14-400 А–25–14-1500
Число подключаемых скважин
Рабочее давление, МПа 1,6 4,0 2,5
Пропускная способность, м. куб/сут 10 000
Пределы измерения, м.куб/сут 10 -- 400 10 -- 400 10 -- 1500
Погрешность измерения, % +_2,5 +_2,5 +_2,5
Параметры измеряемой жидкости:      
-- вязкость нефти при 20*, м.кв/с
-- содержание воды, %, не более
-- содержание парафина,%, не более
-- содержание серы, % 3,5 3,5 3,5
-- плотность
Параметры источника электроэнергии:      
Напряжение, В
Частота, Гц
Потребляемая мощность, кВ . А
Исполнение приборов и устройств Взрывозащ. Взрывозащ. Взрывозащ.
Замерно переключающей установки В2Т3-ВЗГ В2Т3-ВЗГ В2Т3-ВЗГ
Класс помещений установки:      
Замерно переключающей В.1а В.1а В.1а
Блока управления нормальное нормальное нормальное
Габаритные размеры, мм:      
--замерно переключающего блока      
длина
ширина
высота
-- блока управления:      
длина
ширина
высота
Масса , кг:      
--замерно переключающего блока 10 000
-- блока управления:
Срок службы, лет
Категория взрывоопасной смеси
Группа взрывоопасной смеси Т2 Т2 Т2
       
       
       
       

Основные элементы установок типа «Спутник А»

наименование Шифр, тип Число элементов, шт
А-16-14-400 А-40-14-400 А-25-14-1500
Многоходовой переключатель скважин ПСМ-14-40 -
ПСМ-25-10 - - -
ПСМ-25-140 - -
  Клапан поршневой КПР1-80-40 - -
КПР1-100-40 - -
КПР1 80-25 - -
КПР1-100-25 -
КПР1-150-25 -
КПР1-200-25 - -
Счетчик нефти турбинный ТОР1 -50
ТОР1 -80 - -
Замерный сепаратор с пневматическим регулятором уровня -
Гидравлический привод переключателя и отсекателя ГП - 1
Вентилятор Ц13 – 50
Электроконтактный манометр ВЭ -16РБ
Блок управления и индикации -
Блок питания -

.

Источники:

Понравилась статья? Расскажите друзьям:
Оцените статью, для нас это очень важно:
Проголосовавших: 1 чел.
Средний рейтинг: 5 из 5.

Оставить комментарий:

Отправить

Полезные сервисы:

Опрос: Насколько Вам помогла информация на нашем сайте? (Кол-во голосов: 193)
Сразу все понял
Не до конца понял
Пришлось перечитывать несколько раз
Вообще не понял
Как я сюда попал?
Чтобы проголосовать, кликните на нужный вариант ответа. Результаты