Схема агзу электрон 8 400 завышен замер. Системы автоматизации нефтяных скважин. Знак утверждения тина
Компания «Реко» осуществляет поставки следующих систем «Спутник»: АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500, применяемых в системах внутрипромыслового учета продукции нефтегазовых скважин.
Спутник АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500
Назначение.
Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ «Спутник» предназначены для:
- измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин.
- измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема
- обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла
- формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла
- управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла
Применение.
В системах внутрипромыслового учета продукции нефтегазовых скважин.
Состав:
Блок технологический (БТ), блок автоматики (БА).
Блок технологический, БТ
Предназначен для размещения в нем технологического оборудования, первичных приборов КИПиА, в том числе сенсоров расходомеров, сигнализаторов и инженерных систем. Изготавливается в виде блок-бокса на сварном основании из стального профиля и ограждения из сэндвич-панелей с базальтовым утеплителем толщиной не менее 50 мм со скатной крышей. БТ оборудован двумя герметизированными дверьми. Полы смонтированы с учетом возможности сбора разлившейся жидкости и отвода ее за пределы БТ через дренажный патрубок (в дренажный колодец).
- вентиляции приточно-вытяжной с механическим побуждением и автоматическим двухпороговоговым включением от сигналов системы контроля загазованности.
- освещения
Класс взрывоопасной зоны БТ В-1А
Степень огнестойкости IV
Все электрооборудование, КИПиА, размещенные в БТ, согласно требованиям ПУЭ-7, применены в исполнении не ниже чем «повышенная защищенность против взрыва». Система заземления TS-N. Силовые и сигнальные цепи выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-7 и выведены на клеммные коробки взрывозащищенного исполнения, размещенные на внешней стороне стен у дверей БТ.
Все средства измерения, установленные на АГЗУ Спутник имеют: свидетельство об утверждении типа средства измерений, сертификат соответствия, разрешение на применение на опасных производственных объектах, действующее свидетельство о первичной поверке.
Вся запорно-регулирующая арматура применена в исполнении не ниже Ру 4,0 МПа.
Блок автоматики, БА.
Предназначен для размещения в нем: шкафа силового, шкафа КИП и А, вторичных приборов КИПиА, в том числе и вторичных приборов расходомеров, оборудования телемеханики, иного оборудования, согласно ТЗ. Изготавливается в виде блок-бокса на сварном основании из стального профиля и ограждения из сэндвич-панелей с базальтовым утеплителем толщиной не менее 50 мм со скатной крышей. БТ оборудован одной герметизированной дверью.
Конструкцией предусмотрены системы:
- вентиляции приточно-вытяжной с естественным побуждением
- освещения
- отопления электрического с автоматическим поддержанием температуры не ниже +5 0С
- сигнализаций: загазованности, пожарной, несанкционированного доступа.
Класс взрывоопасной зоны БА невзрывоопасная
Степень огнестойкости IV
Категория по пожарной и взрывопожарной опасности А
Устройство и работа АГЗУ «Спутник»
Продукция скважины через клапан обратный поступает в узел переключения скважин, который состоит из задвижек подачи продукции скважин на ПСМ, запорной арматуры на байпасную линию, байпасной линии, коллектора, переключателя скважин многоходового, ПСМ, с гидроприводом, измерительной линии. Продукция скважины, установленной «на замер», направляется в сепарационную емкость, продукция остальных скважин направляется через ПСМ в коллектор. Сепарационная емкость типа «Спутник» с механической системой управления уровнем в емкости (поплавок-рычаг), если иное не предусмотрено ТЗ, предназначена для разделения фаз продукции скважин на попутный нефтяной газ (газ) и сырую нефть, включая пластовую воду (жидкость). В соответствии с требованиями безопасности и для обеспечения технического обслуживания сепарационная емкость имеет выход на линию аварийного сброса газа. Дренажные линии снабженные запорной арматурой. При переходе сепарационной емкости в режим слива жидкости, жидкость через открытый регулятор расхода и счетчик-расходомер жидкости по жидкостной линии поступает в коллектор при этом происходит измерение расхода жидкости. При работе сепарационной емкости в режиме набора жидкости, газ через открытую газовую заслонку и счетчик-расходомер газа по газовой линии поступает в коллектор при этом происходит измерение расхода газа. Переключение режимов работы сепарационной емкости происходит автоматически в результате работы газовой заслонки и регулятора расхода.
Технические характеристики
Характеристики | АМ40-8-400 | АМ40-10-400 | АМ40-14-400 |
---|---|---|---|
Обводненность сырой нефти, % | |||
Ду входа, мм | |||
Ду байпасной линии, мм | |||
Ду коллектора, мм | |||
Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ |
|
5400х3200х 2700 | 5900х3200х 2700 | 6400х3200х 2700 |
|
2100х2000х 2400 | 5400х3200х 2700 | 5400х3200х 2700 |
|
Масса БТ, кг, не более | |||
Масса БА, кг, не более | |||
Возможность подачи химреагента в коллектор | |||
Исполнение БМ имеет технические характеристики, аналогичные исполнению АМ, отличается наличием емкости для хранения химрегентов V=0,4 м3, насоса-дозатора, напорного трубопровода с запорной арматурой для подачи химреагентов в коллектор АГЗУ. |
Характеристики | |||
---|---|---|---|
Количество подключаемых скважин, шт, не более | |||
Диапазон измерений жидкости, м3/сут, не более | |||
Диапазон измерений газа, м3/сут, не более | |||
Газовый фактор, нм3/м3, не более | |||
Рабочее давление, МПа, не более | |||
Кинематическая вязкость нефти при 20 0С, сСт | |||
Обводненность сырой нефти, % | |||
Содержание парафина, объемное, %, не более | |||
Содержание сероводорода объемное, %, не более | |||
Потребляемая электрическая мощность, кВт, не более | |||
Обратный клапан на входе в АГЗУ в к-те поставки | |||
Ду входа, мм | |||
Ду запорной арматуры на ПСМ, мм | |||
Ду запорной арматуры на байпас, мм | |||
Ду арматуры технологических трубопроводов, мм | |||
Ду байпасной линии, мм | |||
Ду коллектора, мм | |||
Счетчик-расходомер жидкости в базовой комплектации | |||
Счетчик-расходомер газа в базовой комплектации | |||
Возможность установки влагомера | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ |
Габаритные размеры БТ, мм, не более | 6900х3200х 2700 | 8500х3200х 2700 | 9000х3200х 2700 |
Габаритные размеры БА, мм, не более | 2100х2000х 2400 | 5400х3200х 2700 | 5400х3200х 2700 |
Масса БТ, кг, не более | |||
Масса БА, кг, не более | |||
Возможность подачи химреагента в коллектор* | Согласно ТЗ | Согласно ТЗ | Согласно ТЗ |
*В случае необходимости подачи химреагентов, АГЗУ комплектуется емкостью для хранения химрегентов V=0,4 м3, насосом-дозатором, напорным трубопроводом с запорной арматурой для подачи химреагентов в коллектор АГЗУ. |
Задачи автоматизации на нефтяных промыслах: автоматическая защита оборудования в аварийных случаях, контроль технологического режима и состояния оборудования. Независимо от способа добычи скважины оснащены средствами местного контроля давления на выкидной линии в затрубном пространстве.
Автоматизация фонтанных скважин заключается в автоматическом перекрытии выкидной линии отсекателем при превышении давления на 0,5 МПа (из-за образования парафиновой пробки) и внезапного понижения давления до 0,15 МПа (например, при порыве трубопровода).
Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.
Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом, заключается в автоматическом управлении электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки после перерыва в подачи электроэнергии.
Автоматизированные групповые замерные установки
Автоматизированная сепарационно-замерная установка «Спутник-А» 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 МПа.
Установка состоит из следующих узлов:
1) многоходового переключателя скважин;
2) установки измерения дебита;
3) гидропривода;
4) отсекателей;
5) блока местной автоматизации (БМА).
Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР). Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.
Установка «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.
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.
Рисунок 15. Схема установки «Спутник-А»
1 - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин; 4 - роторная каретка переключателя; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка на газовой линии; 8 - турбинный расходомер; 9 - уровнемер (поплавковый); 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр.
Автоматизация сепарационных установок и ДНС
Автоматические сепарационные установки. Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на ГЗУ поступает в СУ, где нефть отделяется от газа и частично от воды.
В случае превышения давления в емкости предусмотрен предохранительный клапан 2. Схема автоматизации СУ обеспечивает автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическую защиту установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передачу аварийных сигналов на диспетчерский пункт.
Газонефтяная смесь после ГЗУ поступает в гидроциклонный сепаратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. В случае превышения допустимого значения предусмотрен предохранительный клапан 2.
Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9. Регуляторы получают управляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 уровня подаст электрический сигнал на соленоидный клапан 14, который направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопривод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку.
В случае аварийного превышения давления импульс от электроконтактного манометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтяной смеси на установку прекратится.
![](https://i1.wp.com/studbooks.net/imag_/32/15103/image029.jpg)
Рисунок 16. Схема блочной сепарационной установки
ДНС. ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины. Нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после буфера емкости направляется в газосборную систему.
Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.
Блок сепарации:
1) Измерение давления в емкости манометром МП-4.
2) Сигнализируется предел значений давлений.
3) Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки.
4) Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости (УС 1500, Сапфир).
5) Сигнализируется верхний и нижний аварийные уровни сигнализатором типа СУ.
Блок насосов:
1) Автоматическое регулирование давлений и уровня в буфере емкости (датчик давления МИДА).
2) Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в буфере емкости при периодической откачке.
3) Автоматическое включение резервного насосного агрегата.
4) Контроль температуры подшипников насосных агрегатов и двигателя.
5) Защита электропривода насосного агрегата от перегрузок и короткого замыкания.
6) Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их при аварийном снижении давлений в напорном трубопроводе.
7) Измерение тока электродвигателя и напряжение каждого насосного агрегата.
8) Автоматическая защита насосного агрегата при превышении температуры подшипников двигателя и насосов (датчик ТСМ).
9) Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении.
10) Извещение диспетчерского пункта сигнала о срабатывании защит с расшифрованием причин.
Блок дренажной емкости:
1) Автоматический контроль уровня жидкости в емкости.
2) Автоматическое управление погружения насоса по уровню в емкости.
3) Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной.
По общестанционарным параметрам ДНС:
1) Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС.
2) Сигнализация предельных значений давления на выходе ДНС.
3) Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом.
4) Автоматическое управление вентиляцией.
5) Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности.
6) Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов.
7) Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС.
Технические средства для оперативного учета добываемой продукции
Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды с применением сертифицированного оборудования.
Для измерения газоводонефтяной смеси по отдельной скважине применяются бессепарационные и сепарационные методы.
В бессепарационных используются:
1) Мультифазные - позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке;
2) Мультифазные парциальные - разделяют смесь с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду, затем измеряют их расход непосредственно в потоке.
Сепарационные методы основаны на разделении в сепараторе смеси, поступающей из скважины, на нефтяной газ и жидкость. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.
1) Метод с отстоем воды - жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений. Метод считается самым точным, но и самым дорогостоящим и трудоемким, чаще всего используется на УПН.
2) Прямое измерение - массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.
3) Косвенный метод динамических измерений - объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории плотномером по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление. Сюда относятся АГЗУ «Спутник» различных модификаций.
4) Гидростатический - массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы. В последние годы начали появляться установки, работающие по этому принципу: АГЗУ «Электрон-400» и «Электрон-1500», выпущенные ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).
Технологии постоянно совершенствуются. Так, в последние годы появились ядерно-магнитные расходомеры для многофазной среды, автоматизированные групповые трехфазные замерные установки и другие новинки.
Нефтепромысловые резервуары и их элементы
Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 17) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м 3 . На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.
Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.
В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.
![](https://i2.wp.com/studbooks.net/imag_/32/15103/image030.png)
![](https://i2.wp.com/studbooks.net/imag_/32/15103/image031.png)
Рисунок 17. Вертикальный цилиндрический резервуар
1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница; 5 - днище
![](https://i0.wp.com/studbooks.net/imag_/32/15103/image032.png)
Рисунок 18. Резервуар с плавающей крышей
1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 - люк
Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды
Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
Выдержки из «Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности»:
Все установки, мастерские, лаборатории и другие объекты должны иметь инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ, обеспечивающие безопасность проведения всех работ на данном участке.
Все производственные объекты установки должны быть обеспечены средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора.
Для каждого газовзрывопожароопасного объекта должен быть разработан план ликвидации аварий в соответствии с «Инструкцией по составлению планов ликвидации аварий».
Запрещается пуск в эксплуатацию новых, а также подвергшихся реконструкции установок без приема их комиссией с участием представителя службы техники безопасности предприятия, технического инспектора профсоюза, представителей пожарного и санитарного надзора, органов Госгортехнадзора.
Все рабочие и инженерно-технические работники, поступающие на установку или переводимые с одного объекта на другой, могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, пожарной безопасности и газобезопасности, стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний комиссией. Рабочие должны пройти дополнительно к этому обучение по профессии.
Спецодежда, спецобувь и предохранительные приспособления должны выдаваться по установленным нормам.
При работе в местах, где возможно увеличение концентрации вредных газов и паров выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими противогазами.
Территория и помещения установки должны содержаться в соответствии с требованиями «Инструкции по санитарному содержанию промышленных предприятий».
Запрещается движение транспорта без искрогасителей по территории установки.
На территории установки и в производственных помещениях, где возможны ожоги работающих с вредными и агрессивными веществами (кислоты, щелочи и едкие реагенты), обязательно устройство аварийного душа с автоматическим включением при вступлении на площадку под душевой рожок, а также фонтанчика для промывания глаз с регулировкой подачи воды к нему.
Устройство электрооборудования, включая приборы контроля и автоматики, электроинструмент и сварочные аппараты, освещение на территории установки и в производственных помещениях, в резервуарных парках и на других объектах должны соответствовать требованиям СНиП, «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правилам изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования», а эксплуатация их должна осуществляться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
Производственные помещения установок оборудуются отопительными устройствами и нагревательными приборами, отвечающими требованиям санитарных и противопожарных норм. Для отопления помещений должны применяться централизованные системы, использующие в качестве теплоносителя горячую воду, пар или нагретый воздух.
Во всех взрыво- и пожароопасных помещениях вентиляция должна работать круглосуточно.
На каждой установке и на отдельных объектах должны иметься санитарно-бытовые помещения в соответствии со СНиП.
Все производственные объекты должны быть обеспечены водоснабжением и канализацией согласно СНиП.
Количество предохранительных клапанов, установка и обслуживание их должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и «Правил безопасности при транспортировке и хранении сжиженных нефтяных газов», а также «Рекомендаций по установке предохранительных клапанов».
На всех установках и объектах должны выполняться требования, предусмотренные «Правилами защиты от статического электричества производств химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».
Для монтажа, демонтажа и ремонта оборудования и трубопроводов на территории установок и в производственных помещениях должны применяться подъемно-транспортные средства и механизмы, эксплуатация которых должна производиться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».
Все работающие с деэмульгаторами должны быть проинструктированы по мерам предупредждения отравления ими и оказания необходимой первой доврачебной помощи пострадавшим от отравления.
Персонал, обслуживающий установки, обязан знать их схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
Организация пожарной охраны на предприятии
Основные требования пожарной безопасности. Безопасность людей должна обеспечиваться: планировочными и конструктивными решениями путей эвакуации в соответствии с действующими строительными нормами и правилами, постоянным содержанием путей эвакуации в надлежащем состоянии, обеспечивающим возможность безопасной эвакуации людей в случае возникновения пожара или другой аварийной ситуации.
Все производственные, административные, вспомогательные, складские, ремонтные помещения, а также стоянки и площадки хранения автотранспортной техники должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения (огнетушители, пожарные щиты, установки пожаротушения и т.п.), согласно нормам.
Все помещения предприятия должны быть оборудованы знаками пожарной безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» и указателями эвакуации.
Спецодежда работающих должна своевременно подвергаться стирке (химчистке) и ремонту в соответствии с установленным графиком. Промасленная спецодежда подлежит сушке в специальном помещении.
Автоцистерны, предназначенные для перевозки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны храниться в отдельно стоящих одноэтажных зданиях или на специально отведенных для этой цели открытых площадках.
Требования к помещениям. Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены инструкции о мерах пожарной безопасности, а также планы эвакуации работающих и материальных ценностей с указанием мест хранения ключей от всех помещений.
В производственных и административных зданиях должны быть специально отведены места для курения, оборудованные урнами и емкостями с водой.
В производственных и административных зданиях запрещается:
Курить в местах, не предусмотренных для этой цели;
Производить работы с применением открытого огня в не предусмотренных для этой цели местах;
Пользоваться открытыми источниками огня для освещения во время технических осмотров, проведения ремонтных и других работ;
Оставлять в автомобиле промасленные обтирочные материалы и спецодежду по окончании работы;
Оставлять автомобили с включенным зажиганием;
Использовать для дополнительного обогрева помещений электронагревательные приборы с открытыми нагревательными элементами;
Поручать техническое обслуживание оборудования лицам, не имеющим соответствующей квалификации.
Электробезопасность. Лица, ответственные за состояние электроустановок (главный электрик, энергетик, работник соответствующей квалификации, назначенный руководителем предприятия или цеха), обязаны:
Обеспечивать организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, а также своевременное устранение нарушений «Правил устройства электроустановок», «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», могущих привести к пожарам и загораниям;
Следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводов, двигателей, светильников и другого электрооборудования в зависимости от класса пожаровзрывоопасности помещений и условий окружающей среды;
Систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы;
Следить за исправностью специальных установок и средств, предназначенных для ликвидации загораний и пожаров в электроустановках и кабельных помещениях;
Организовать систему обучения и инструктажа дежурного персонала по вопросу пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок;
Участвовать в расследовании случаев пожаров и загораний от электроустановок, разрабатывать и осуществлять меры по их предупреждению.
В местах, где возможно образование статического электричества, должны быть предусмотрены заземляющие устройства.
Аварийное освещение следует предусматривать, если отключение рабочего освещения и связанное с этим нарушение нормального обслуживания оборудования и механизмов может вызвать взрыв или пожар.
Неисправности в электросетях и электроаппаратуре, которые могут вызвать искрение, короткое замыкание, сверхдопустимый нагрев изоляции кабелей и проводов, должны немедленно устраняться дежурным персоналом; неисправную электросеть следует отключить до приведения ее в пожаробезопасное состояние.
Запрещается проведение работ внутри аппаратов, где возможно образование взрывоопасных смесей, в комбинезоне, куртке и другой верхней одежде из электролизующихся материалов.
Вентиляция. Ответственность за техническое состояние, исправность и соблюдение требований пожарной безопасности при эксплуатации вентиляционных систем несет главный механик (главный энергетик) предприятия или лицо, назначенное руководителем предприятия.
В производственных помещения, где вентиляционные установки удаляют горючие и взрывоопасные вещества, все металлические воздуховоды, трубопроводы, фильтры и другое оборудование вытяжных установок должны быть заземлены.
В помещениях, где выделяются легковоспламеняющиеся или взрывоопасные вещества (пары, газы), разрешается устанавливать вентиляционные системы (местные отсосы), исключающие возможность искрообразования.
В случае возникновения пожара в помещении, в вентиляционной камере, в воздуховодах или на любом участке вентиляционной системы следует немедленно выключить вентиляторы приточных и вытяжных систем.
Требования к технологическому оборудованию и инструменту. Технологическое оборудование, аппараты и трубопроводы, в которых находятся вещества, выделяющие взрывопожароопасные пары, газы и пыль, должны быть герметичными.
Горячие поверхности трубопроводов в помещениях, где они вызывают опасность воспламенения материалов или взрыва газов, паров жидкостей или пыли, должны изолироваться негорючими материалами для снижения температуры поверхности до безопасной величины.
Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и складских помещениях, где применяются, производятся или хранятся вещества и материалы, способные образовывать взрывоопасные концентрации газов и паров, должны устанавливаться автоматические газоанализаторы или должен осуществляться периодический лабораторный анализ воздушной среды.
Расстановка технологического оборудования в подразделениях должна соответствовать проектной документации, с учетом требований технологии и обеспечения пожаровзрывобезопасности.
Размещение оборудования и прокладка трубопроводов не должны снижать герметичность и пределы огнестойкости противопожарных приград
Порядок обслуживания установок автоматического пожаротушения и автоматической пожарной сигнализации определяется администрацией предприятия. Установки автоматического пожаротушения и автоматической пожарной сигнализации должны содержаться в исправном состоянии.
За пожарными резервуарами, водоемами, водопроводной сетью и гидрантами, насосными станциями, спринклерными и дренчерными установками пожаротушения должно быть установлено постоянное техническое наблюдение, обеспечивающее их исправное состояние и постоянную готовность к использованию в случае пожара или возгорания.
Порядок размещения, обслуживания и применения огнетушителей и установок пожаротушения должен поддерживаться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и действующими нормативно-техническими документами.
На участке топливной аппаратуры должно быть не менее двух углекислотных огнетушителя. Углекислотные огнетушители при размещении на участках должны предохраняться от нагревания выше 50°С и действия солнечных лучей.
Металлические части пожарного инструмента во избежание коррозии следует периодически очищать и смазывать.
При каждом ящике с песком должны постоянно находиться две металлические совковые лопаты. Ящики должны плотно закрываться крышками. На ящиках должна быть надпись «Песок на случай пожара». Песок в ящиках следует регулярно осматривать. При обнаружении увлажнения или комкования его необходимо просушить и просеять.
Средства пожаротушения и пожарный инвентарь должны быть окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 13.4.026-76.
Организация безопасности жизнедеятельности в организации
К основным опасным факторам относятся:
Наличие легковоспламеняющихся жидкостей (нефти) и газов, способность паров и газов образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;
Способность жидких и газообразных нефтепродуктов оказывать отравляющее воздействие на организм человека;
Наличие сероводорода в нефтяном газе;
Вредное воздействие реагентов на кожу человека, а паров и газов - на органы дыхания;
Наличие на предприятии электрооборудования;
Высокая температура;
Высокое давление;
Способность нефтей при своем движении по трубопроводам образовывать статическое электричество.
Основными условиями обеспечения безопасности являются достаточная квалификация обслуживающего персонала, строгое соблюдение режимных параметров процесса, плавил техники безопасности, пожарной безопасности, соблюдение производственной дисциплины, надлежащее содержание рабочих мест, а также соблюдение графика планово-предупредительных ремонтов, осмотров и испытаний. При выполнении работ должны строго выполняться требования:
- «Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности», утвержденных Госгортехнадзором СССР 16 июля 1976 года, с внесенными в 1987 году изменениями;
- «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (РД 08-200-98);
- «Инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород (до 6% объемных)», утвержденной Госгортехнадзором России 21.04.92 года;
- «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем» (ПУ и БЭФ-93) (ПБ 09-12-92), утвержденных Госгортехнадзором России 21.04.92 года;
- «Правил устройства электроустановок» (шестое издание);
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода , который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепараци-онной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
Сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измерения путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;
Распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
Технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
Силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
Аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);
Системы отопления, освещения, сигнализации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (иденти-фика-ционный номер) программного обеспечения |
Цифровой иден-тифика-тор про-грамм-много обес-печения (кон-трольная суммма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Система управления |
electron5165.dat | |||
установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера DirectLogic 205 | ||||
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Измеряемая среда - смесь сырой нефти и свободно | ||
го нефтяного газа с параметрами: | ||
Избыточное давление, МПа |
от 0,1 до 4,0 |
|
Температура, в зависимости от исполнения, °С |
от минус 5 до + 90 |
|
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1350 |
|
Кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с |
от 1-10-6 до 1,510-4 |
|
Обводненность W, % | ||
Диапазон измерения: | ||
массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч) |
от 7 до 1500 |
|
(от 0,083 до 16,7) |
(от 0,29 до 62,5) |
|
объемного расхода попутного нефтяного газа в ра | ||
бочих условиях, м3/сут |
от 1,6 до 3 000 |
от 5,5 до 10 000 |
(от 0,067 до 125) |
(от 0,23 до 416,7) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности | ||
измерения, %: | ||
Объемного расхода попутного нефтяного газа, | ||
приведенного к стандартным условиям | ||
Массового расхода сырой нефти | ||
Массового расхода сырой нефти без учета воды | ||
от 0 % до 70 % | ||
св. 70 % до 95 % | ||
св. 95 % до 98% |
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям Массы сырой нефти Массы сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% св. 98 % |
± 6 ± 15 ± 30 предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке |
|
Параметры электрического питания: переменный ток: - напряжением - частотой, Гц |
380/220 В ± 20 % 50 ± 1 |
|
Потребляемая мощность, кВ А, не более | ||
Габаритные размеры БТ, мм, не более: | ||
Габаритные размеры БА, мм, не более: |
2500x3100x2800** | |
Масса, кг, не более: |
6500, 7000* 3000, 1500*** |
12000, 20000** 3000, 1500*** |
Относительная влажность окружающего воздуха, % | ||
Срок службы, лет, не менее | ||
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
У1*** или УХЛ1 |
|
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классификации «Правил устройства электроустановок» | ||
Температурный класс электрооборудования по классификации ГОСТ Р 51330.0-99 |
Т3, группа - IIА |
|
* При количестве подключаемых скважин 14 ** При количестве подключаемых скважин 1 *** По согласованию с заказчиком |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.
Сведения о методах измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным групповым автоматизированным «Электрон»
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Описание
В связи с изменениями производственной программы Торгового Дома САРРЗ продажа данного оборудования завершена.
Актуальный список товаров доступен в разделе
Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ устанавливаются на нефтедобывающих предприятиях и необходимы для учета добытых из нефтегазовых скважин сред. АГЗУ выполняют функции замера объема и соотношений сырой нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды. Все измерения выдаются в заданных единицах объема, полученная информация обрабатывается и передается на вышестоящий пункт дистанционного управления, где анализируется и архивируется.
Устройство установок АГЗУ
АГЗУ имеют блочно-модульную конструкцию. Корпус представляет собой пространственный стальной сварной каркас, теплоизолированный и обшитый сэндвич-панелями. В корпусе предусматриваются две двери в противоположных концах помещения, система вентиляции, освещение и отопление. В корпусе на полу располагается дренажный патрубок, через который осуществляется слив аварийно образовавшейся воды.
Для безопасной эксплуатации оборудования установки АГЗУ комплектуются охранной, пожарной и аварийной сигнализацией, которые подают звуковой и световой сигнал в случае форс-мажорных обстоятельств (разгерметизации газопроводов, утечки жидкости, недопустимое превышение давления и др.).
Установка АГЗУ состоит из двух основных блоков:
- технологический блок
- блок автоматики
В технологическом блоке установлено все функциональное оборудование: сепарационная емкость, трубопроводы от скважин, многоходовой переключатель скважин ПСМ/трехходовый шаровой кран с электрическим приводом, контрольно-измерительные приборы (массовые расходомеры, счетчики, сигнализаторы, датчики), запорная арматура, блок гидропривода и другие инженерные системы.
Все оборудование изготавливается во взрывозащищенном исполнении для класса взрывоопасной зоны В-1А, степени огнестойкости IV и категории А по взрыво- и пожарной опасности.
По требованию Заказчика в комплекте до места эксплуатации могут быть отгружены насос-дозатор для подачи химических реагентов, емкость для их хранения, напорный трубопровод для подачи реагентов в коллектор АГЗС.
В зависимости от модели АГЗУ позволяют измерять данные, поступающие от 8, 10 или 14 скважин объемом 400-1500 м 3 /сут.
В соответствии с производительностью и количеством скважин специалисты ТД САРРЗ предлагают следующие типоразмеры автоматизированный групповых замерных установок АГЗУ:
- АГЗУ 40-8-400*
- АГЗУ 40-10-400
- АГЗУ 40-14-400
- АГЗУ 40-8-1500
- АГЗУ 40-10-1500
- АГЗУ 40-14-1500
(*где: 40 - максимальное давление, кгс/см 2 , 8/10/14-количество скважин, 400/1500-производительность по жидкости, м 3 /сут.)
В блоке автоматики устанавливается шкаф управления, посредством которого осуществляется автоматическое управление и сбор информации от первичных контрольно-измерительных приборов и передача ее на вышестоящий уровень системы АСУ ТП. Данный блок может размещается отдельно от технологического блока не ближе 10 м во взрывобезопасном месте.
Принцип работы замерных установок АГЗУ
Газожидкостная смесь подается из скважины к блоку переключения скважин, где происходит разделение скважинных потоков. Выбор измеряемой скважины может осуществляться в ручном или автоматическом режиме. Жидкость из измеряемой скважины проходит через замерную линию и затем в сепаратор. Жидкости из остальных скважин подаются в выходной коллектор.
Для измерения содержания попутного нефтяного газа в сепарационной емкости осуществляется выделение газа путем сбора жидкой фазы на дне и выходом отделившегося газа в газовую линию, на которой установлены приборы учета. Когда сепаратор наполняется полностью, газовая линия закрывается, а жидкостная открывается. Это необходимо для слива газожидкостной смеси с одновременным учетом ее расхода. При опорожнении сепаратора газовая линия открывается, жидкостная закрывается.
Безопасность эксплуатации установки обеспечивается наличием сбросной линии, манометрами, уровнемерами, регуляторами давления и запорно-предохранительной арматурой.
Технические характеристики типовых замерных установок АГЗУ
Параметры |
АГЗУ 40-8-400 |
АГЗУ 40-10-400 |
АГЗУ 40-14-400 |
АГЗУ 40-8-1500 |
АГЗУ 40-10-1500 |
АГЗУ 40-14-1500 |
---|---|---|---|---|---|---|
Кол-во подключаемых скважин, шт. | 8 | 10 | 14 | 8 | 10 | 14 |
Производительность по жидкости, м 3 /сут., не более | 400 | 400 | 400 | 1500 | 1500 | 1500 |
Производительность по газу, м 3 /сут., не более | 60000 | 60000 | 60000 | 225000 | 225000 | 225000 |
Газовый фактор, нм 3 /с 3 , не более | 150 | 150 | 150 | 150 | 150 | 150 |
Рабочее давление, МПа, не более | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
Кинематическая вязкость нефти при 20ºС, сСт | 120 | 120 | 120 | 120 | 120 | 120 |
Обводненность сырой нефти, % | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 |
Содержание парафина, объемное, %, не более | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 |
Содержание сероводорода, объемное, %, не более | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
Потребляемая электрическая мощность, кВт, не более | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 |
Ду входа, мм | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 |
Ду запорной арматуры на ПСМ, мм | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 |
Ду запорной арматуры на байпас, мм | 50 | 50 | 50 | 80 | 80 | 80 |
Ду арматуры технологических трубопроводов, мм | 50 | 50 | 50 | 80 | 80 | 80 |
Ду байпасной линии, мм | 100 | 100 | 100 | 150 | 150 | 150 |
Ду коллектора, мм | 100 | 100 | 100 | 150 | 150 | 150 |
Габаритные размеры технологического блока, мм, не более |
5400х 3200х 2700 |
5900х 3200х 2700 |
6400х 3200х 2700 |
6900х 3200х 2700 |
8500х 3200х 2700 |
9000х 3200х 2700 |
Габаритные размеры блока автоматики, мм, не более |
2100х 2000х 2400 |
5400х 3200х 2700 |
5400х 3200х 2700 |
2100х 2000х 2400 |
5400х 3200х 2700 |
5400х 3200х 2700 |
Масса технологического блока, кг, не более | 6800 | 7600 | 9100 | 12000 | 12500 | 12980 |
Масса блока автоматики, мм, не более | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 |
Как приобрести замерную установку АГЗУ в Вашем городе?
Для того, чтобы купить автоматическую групповую замерную установку АГЗУ, Вы можете:
- прислать на электронную почту технические требования к оборудованию
- позвонить нашим специалистам по телефону 8-800-555-86-36 для уточнения заказа
- скачать и заполнить Опросный лист и прислать на электронную почту
![mob_info](https://artyar.ru/wp-content/themes/kuzov/pic/mob_info.png)