Firma Reko dostarcza systemy Sputnik: AM 40-xx-400, BM40-xx-400, 40-xx-1500, wykorzystywane w systemach ewidencji terenowej wydobycia ropy i gazu.

Sputnik AM 40-xx-400, BM40-xx-400, 40-xx-1500

Spotkanie.

Zautomatyzowane zespoły dozowania grupowego AGZU „Sputnik” przeznaczone są do:

• bezpośredni dynamiczny pomiar w trybie wsadowym ilości (natężenia przepływu) ropy naftowej, w tym wody złożowej i związanego z nią gazu naftowego wydobywanego z szybów naftowych i gazowych.
• pomiar i dostarczanie wyników pomiarów w jednostkach objętości
• przetwarzanie wyników pomiarów i przekazywanie ich do systemu telemechaniki pola naftowego
• generowanie i przetwarzanie sygnałów „awaryjnych”, „blokowanie” i przekazywanie informacji o nich do górnego poziomu zautomatyzowanego systemu sterowania procesem pola naftowego
• sterowanie trybami pomiaru natężenia przepływu szybów naftowych i gazowych zgodnie z sygnałami górnego poziomu zautomatyzowanego systemu sterowania procesem pola naftowego

Podanie.

W systemach ewidencji terenowej wydobycia ropy i gazu.

Pogarszać:

Jednostka technologiczna (BT), jednostka automatyki (BA).

Blok technologiczny, BT

Zaprojektowany do umieszczenia w nim sprzęt technologiczny, podstawowe urządzenia oprzyrządowania i automatyki, w tym czujniki przepływomierzy, urządzenia sygnalizacyjne i systemy inżynieryjne... Wykonany jest w formie skrzynki blokowej na spawanej podstawie z profilu stalowego i ogrodzenia z płyt warstwowych z izolacją bazaltową o grubości co najmniej 50 mm o grubości Dach skośny... BT jest wyposażony w dwoje uszczelnionych drzwi. Podłogi zostały zamontowane z uwzględnieniem możliwości zbierania rozlanej cieczy i odprowadzania jej na zewnątrz BT przez rurę drenażową (do studni drenażowej).

• wentylacja nawiewno-wywiewna z indukcyjnością mechaniczną i automatycznym dwuprogowym załączaniem od sygnałów z systemu sterowania gazem.
• oświetlenie

Strefa wybuchowa klasa BT V-1A
Odporność ogniowa IV

Wszystkie urządzenia elektryczne, oprzyrządowanie i automatyka znajdujące się w BT, zgodnie z wymaganiami PUE-7, są stosowane w działaniu nie niższym niż „podwyższona ochrona przeciwwybuchowa”. System uziemienia TS-N. Obwody zasilające i sygnałowe wykonane są zgodnie z wymaganiami PUE-7 i wyprowadzone do przeciwwybuchowych skrzynek zaciskowych znajdujących się po zewnętrznej stronie ścian w pobliżu drzwi BT.

Wszystkie przyrządy pomiarowe zainstalowane na AGZU Sputnik posiadają: świadectwo homologacji przyrządów pomiarowych, świadectwo zgodności, dopuszczenie do stosowania w zakładach produkcyjnych niebezpiecznych, ważne świadectwo legalizacji pierwotnej.

Wszystkie zawory odcinające i regulacyjne stosowane są w wersji nie niższej niż PN 4,0 MPa.

Jednostka automatyki, BA.

Przeznaczony jest do umieszczenia w nim: szafy zasilającej, szafy aparaturowo-sterowniczej, urządzeń oprzyrządowania wtórnego i automatyki, w tym urządzeń przepływomierzy wtórnych, urządzeń telemechaniki i innych urządzeń, zgodnie z oświadczeniem o pracy. Wykonany jest w formie skrzynki blokowej na spawanej podstawie z profilu stalowego i ogrodzenia z płyt warstwowych z izolacją bazaltową o grubości co najmniej 50 mm z dachem dwuspadowym. BT jest wyposażony w jedne uszczelnione drzwi.

Projekt przewiduje następujące systemy:

• wentylacja nawiewno-wywiewna z naturalnym impulsem
• oświetlenie
• ogrzewanie elektryczne z automatycznym utrzymywaniem temperatury nie niższej niż +5 0С
• alarmy: zanieczyszczenie gazem, pożar, nieuprawniony dostęp.

Strefa wybuchowa klasa BA niewybuchowa
Odporność ogniowa IV
Kategoria zagrożenia pożarowego i wybuchowego A

Urządzenie i działanie AGZU „Sputnik”

Produkcja studni przez zawór zwrotny wchodzi do jednostki przełączającej studnię, która składa się z zaworów zasilających produkcję studni do PSM, zawory odcinające do linii bypass, linii bypass, kolektora, wielodrogowego wyłącznika studni, PSM, z napędem hydraulicznym, linii pomiarowej. Produkcja studni, ustawiona „do pomiaru”, jest przesyłana do zbiornika separacyjnego, produkcja pozostałych studni jest przesyłana przez PSM do zbiornika. Zbiornik separacyjny typu „Sputnik” z mechanicznym systemem kontroli poziomu w zbiorniku (dźwignia pływakowa), o ile TOR nie stanowi inaczej, jest przeznaczony do rozdzielenia faz wydobycia odwiertu na towarzyszący gaz (gaz) i ropę naftową , w tym woda formacyjna (ciecz). Zgodnie z wymogami bezpieczeństwa oraz w celu zapewnienia konserwacji zbiornik separacyjny posiada wyjście do linii awaryjnego odprowadzania gazu. Linie drenażowe wyposażone w zawory odcinające. Gdy zbiornik separacyjny przechodzi w tryb opróżniania cieczy, ciecz przez otwarty regulator przepływu i przepływomierz cieczy wpływa do kolektora przez przewód cieczy i mierzone jest natężenie przepływu cieczy. Gdy zbiornik separacyjny pracuje w trybie zbierania cieczy, gaz przez otwartą przepustnicę gazu i przepływomierz gazu wchodzi do kolektora przez przewód gazowy, podczas gdy mierzone jest natężenie przepływu gazu. Przełączanie pomiędzy trybami pracy zbiornika separacyjnego następuje automatycznie w wyniku działania przepustnicy gazowej i regulatora przepływu.

Specyfikacje

Charakterystyka	AM40-8-400 BM40-8-400	AM40-10-400 BM 40-10-400	AM40-14-400 BM 40-10-400
Cięcie wody z ropy naftowej,%
Wejście Du, mm
DN linii obejściowej, mm
Kolektor DN, mm
	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy
	5400x3200x 2700	5900x3200x 2700	6400x3200x 2700
	2100x2000x 2400	5400x3200x 2700	5400x3200x 2700
Waga BT, kg, nie więcej
Waga BA, kg, nie więcej
Możliwość doprowadzenia chemii do rozdzielacza
Wersja BM ma specyfikacje, podobnie jak wersja AM, wyróżniają się obecnością zbiornika magazynowego na środki chemiczne V=0,4 m3, pompy dozującej, rurociągu ciśnieniowego z zaworami odcinającymi do podawania chemikaliów do rozdzielacza AGZU.

Charakterystyka
Liczba podłączonych studni, szt., nie więcej
Zakres pomiaru cieczy, m3 / dzień, nie więcej
Zakres pomiaru gazu, m3/dobę, nie więcej
Współczynnik gazowy, nm3/m3, nie więcej
Ciśnienie robocze, MPa, nie więcej
Lepkość kinematyczna oleju w 20 ° C, cSt
Cięcie wody z ropy naftowej,%
Zawartość parafiny, objętość,%, nie więcej
Zawartość siarkowodoru objętościowo,%, nie więcej
Zużyta moc elektryczna, kW, nie więcej
Zawór zwrotny na wejściu do AGZU, zawarty w dostawie
Wejście Du, mm
Zawory odcinające DN na PSM, mm
Zawory odcinające DN do obejścia, mm
DN kształtek rurociągów technologicznych, mm
DN linii obejściowej, mm
Kolektor DN, mm
Podstawowy miernik cieczy
Przepływomierz gazu w standardzie
Możliwość zainstalowania miernika wilgotności	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy	Tak, zgodnie z oświadczeniem o pracy
wymiary BT, mm, nie więcej	6900x3200x 2700	8500x3200x 2700	9000x3200x 2700
Wymiary gabarytowe BA, mm, nie więcej	2100x2000x 2400	5400x3200x 2700	5400x3200x 2700
Waga BT, kg, nie więcej
Waga BA, kg, nie więcej
Możliwość doprowadzenia chemii do rozdzielacza *	Według TK	Według TK	Według TK
* W przypadku konieczności doprowadzenia chemikaliów AGZU wyposażony jest w zbiornik do przechowywania chemikaliów V=0,4 m3, pompę dozującą, rurociąg ciśnieniowy z zaworami odcinającymi do podawania chemikaliów do rozdzielacza AGZU.

Zadania automatyzacji na polach naftowych: automatyczne zabezpieczenie urządzeń w sytuacjach awaryjnych, kontrola warunków technologicznych i stanu urządzeń. Niezależnie od metody produkcji studnie wyposażone są w środki lokalnej regulacji ciśnienia na linii przepływu w przestrzeni pierścieniowej.

Automatyzacja studni przepływowych polega na automatycznym odcięciu linii przepływowej z odcięciem w przypadku przekroczenia ciśnienia o 0,5 MPa (wskutek powstania korka parafinowego) i nagłego spadku ciśnienia do 0,15 MPa (np. w przypadku pęknięcia rurociągu).

Automatyzacja studni wyposażonej w zatapialną pompę elektryczną polega na automatycznym wyłączeniu silnika elektrycznego pompy zatapialnej w sytuacjach awaryjnych; uruchamianie i wyłączanie na polecenie z instalacji grupowej oraz podczas przerw w dostawie prądu, samoczynny rozruch, odcięcie kolektora tłocznego przy gwałtownym wzroście i spadku ciśnienia.

Automatyzacja studni wyposażonej w pompę ssącą polega na automatycznym sterowaniu silnikiem elektrycznym zespołu pompującego w sytuacjach awaryjnych, wyłączeniu silnika elektrycznego impulsem z elektrycznego manometru kontaktowego w sytuacjach awaryjnych oraz samoczynnym uruchomieniu zespołu pompującego po brak prądu.

Automatyczne dozowniki grupowe

Automatyczny zespół separacyjno-pomiarowy „Sputnik-A” przeznaczony jest do automatycznego pomiaru natężenia przepływu studni, monitorowania ich pracy, a także automatycznego blokowania zbiorników w przypadku awarii proces technologiczny... Ciśnienie projektowe sterowania i blokowania wynosi 1,6 i 4 MPa.

Instalacja składa się z następujących elementów:

1) wielokierunkowy przełącznik studni;

2) instalację do pomiaru natężenia przepływu;

3) napęd hydrauliczny;

4) urządzenia odcinające;

5) blok lokalnej automatyki (BMA).

Produkcja studni przez linie przepływowe jest podawana do przełącznika wielokierunkowego, który działa zarówno ręcznie, jak i automatycznie. Każda pozycja tego przełącznika odpowiada dostawie do pomiaru produkcji jednego odwiertu. Produkcja z tego odwiertu kierowana jest do separatora gazu, składającego się ze zbiornika górnego i dolnego. Produkcja pozostałych studni, z pominięciem separatora gazu, kierowana jest do kolektora zbiorczego.

Olej z górnego zbiornika separatora gazu spływa do dolnego, tutaj jego poziom podnosi się, aw pewnym położeniu pływaka zamyka się przepustnica na przewodzie gazowym separatora gazu. Ciśnienie w separatorze gazu wzrasta i olej zaczyna przepływać przez przepływomierz do kolektora zbiorczego. Następnie poziom cieczy w dolnym zbiorniku spada, pływak obniża się wraz z otwarciem przepustnicy przewodu gazowego, po czym proces się powtarza. Czas trwania tego cyklu zależy od szybkości przepływu studni.

Lokalna jednostka automatyki rejestruje skumulowane objętości cieczy, które przeszły przez przepływomierz (CP). Następna studnia jest włączana do pomiaru na polecenie z BMA za pomocą napędu hydraulicznego.

Instalacja „Sputnik-A” działa według określonego (zaprogramowanego) programu, przy czym każda studnia jest kolejno włączana do pomiaru na określony czas.

Oprócz jednostki Sputnik-A stosowane są jednostki Sputnik-B i Sputnik-V; niektóre z tych jednostek wykorzystują ciągłe automatyczne mierniki wilgotności do określania zawartości wody w produkcie odwiertu, a także do automatycznego pomiaru ilości gazu .

Rysunek 15. Schemat instalacji Sputnik-A

1 - linie przepływu; 2 - specjalne Sprawdź zawory; 3 - wielokierunkowy przełącznik studni; 4 - wózek przełącznika obrotowego; 5 - rura pomiarowa; 6 - separator hydrocyklonowy; 7 - przepustnica na linii gazowej; 8 - przepływomierz turbinowy; 9 - wskaźnik poziomu (pływak); 10 - napęd hydrauliczny; 11 - silnik elektryczny; 12 - urządzenia odcinające; 13 - prefabrykowany kolektor; 14 - cylinder mocy.

Automatyzacja instalacji separacyjnych i BPS

Automatyczne instalacje do separacji. Mieszanina gazowo-olejowo-gazowa po zmierzeniu natężenia przepływu na GZU trafia do układu sterowania, gdzie oddzielany jest olej od gazu i częściowo od wody.

W przypadku nadciśnienia w zbiorniku zapewniony jest zawór bezpieczeństwa 2. Schemat automatyzacji CS zapewnia automatyczną kontrolę poziomu oleju w separatorze, automatyczną ochronę urządzenia w przypadku awaryjnego wzrostu poziomu i ciśnienia w separatorze oraz przesyłanie sygnałów alarmowych do dyspozytorni.

Mieszanina gazowo-olejowa, za HU, wchodzi do separatora hydrocyklonu 3. Z dolnego zbiornika separacyjnego olej przechodzi przez filtr 11, a następnie oczyszczony z zanieczyszczeń mechanicznych przez przepływomierz turbinowy 12 do kolektora gromadzącego olej. Przepona komorowa 5 jest zamontowana na przewodzie gazowym w celu pomiaru objętości oddzielonego gazu. W przypadku przekroczenia dopuszczalnej wartości przewidziany jest zawór bezpieczeństwa 2.

Poziom w separatorze jest regulowany przez dwa mechaniczne regulatory poziomu 7 i 9. Regulatory odbierają sygnały sterujące z czujników pływakowych 6 i 8. Jeżeli poziom cieczy w separatorze osiągnie poziom alarmowy, wyłącznik pływakowy poziomu 10 wyśle ​​sygnał elektryczny sygnał do zaworu elektromagnetycznego 14, który skieruje sprężone powietrze z osuszacza 4 do pneumatycznego siłownika zaworu 13. To zablokuje przewód, przez który mieszanina gazowo-olejowa wchodzi do instalacji.

W przypadku awaryjnego nadciśnienia impuls z elektrycznego manometru stykowego 15 działa na zawór 14, który będzie dostarczał sprężone powietrze do siłownika pneumatycznego zaworu 13, a przepływ mieszanki gazowo-olejowej do instalacji będzie zatrzymać.

Rysunek 16. Schemat bloku separacji blokowej

DNS. Pompownie wspomagające są przeznaczone do pompowania produktów studni w terenie. Olej z GHU wpływa do zbiornika buforowego stacji pomp wspomagających, a następnie jest wypompowywany pompami do rurociągu olejowego zgodnie z przeznaczeniem. Odseparowany gaz za buforem zbiornika kierowany jest do systemu odbioru gazu.

System monitorowania i sterowania pompowni jest przeznaczony do rozliczania operacyjnego, utrzymania zadanych wartości parametrów procesu technologicznego oraz zapobiegania wystąpieniu sytuacji awaryjnych.

Jednostka separacyjna:

1) Pomiar ciśnienia w zbiorniku manometrem MP-4.

2) Sygnalizowana jest granica wartości ciśnienia.

3) Automatyczna regulacja ciśnienia w zbiorniku separacyjnym za pomocą zaworu odcinającego.

4) Automatyczna regulacja poziomu cieczy w zbiorniku (US 1500, Sapphire).

5) Alarm górny i dolny są sygnalizowane przez sygnalizator typu SU.

Blok pompy:

1) Automatyczna regulacja ciśnienia i poziomu w buforze zbiornika (czujnik ciśnienia MIDA).

2) Automatyczna kontrola zespołu pompującego w zależności od poziomu w zbiorniku buforowym podczas okresowego pompowania.

3) Automatyczne włączenie rezerwowego zespołu pompowego.

4) Monitorowanie temperatury łożysk zespołów pompowych i silnika.

5) Zabezpieczenie napędu elektrycznego zespołu pompowego przed przeciążeniami i zwarciami.

6) Pomiar ciśnień wlotowych i wylotowych pomp, ich automatyczne wyłączenie w przypadku awaryjnego spadku ciśnienia w rurociągu ciśnieniowym.

7) Pomiar prądu i napięcia silnika każdej jednostki pompującej.

8) Automatyczne zabezpieczenie zespołu pompowego, gdy temperatura łożysk silnika i pomp przekroczy temperaturę (czujnik TCM).

9) Alarm o zanieczyszczeniu gazem i pożarze w pomieszczeniu.

10) Powiadomienie centrum sterowania sygnałem o aktywacji ochrony z dekodowaniem przyczyn.

Blok zbiornika spustowego:

1) Automatyczna kontrola poziomu cieczy w zbiorniku.

2) Automatyczna kontrola zanurzenia pompy w zależności od poziomu w zbiorniku.

3) Sygnalizacja stanu pompy zatapialne Włączone w sterowni.

Zgodnie z parametrami DNS dla całej stacji:

1) Wartości graniczne alarmu ciśnienia na wlocie pompy wspomagającej.

2) Wartości graniczne alarmów ciśnienia na wylocie pompy wspomagającej.

3) Alarm o zawartości gazu w pomieszczeniu z pompą olejową.

4) Automatyczna kontrola wentylacji.

5) Wyłączenie zespołów pompowych w przypadku niedopuszczalnego zanieczyszczenia gazem.

6) Alarm pożarowy pompy oleju.

7) Sygnalizacja o skażeniu gazem miejsc obiektów na terenie stacji pomp wspomagających.

Techniczne środki do rozliczania operacyjnego wytworzonych produktów

Operacyjne rozliczanie wydobytego oleju ze studni odbywa się na podstawie danych z pomiaru natężenia przepływu studni cieczą za pomocą urządzeń pomiarowych, z uwzględnieniem czasu wypracowanego przez studnie i procentu wody przy użyciu certyfikowanego sprzętu.

Do pomiaru mieszaniny gazowo-olejowej w osobnym odwiercie stosuje się metody bez separacji i separacji.

W nieseparatorze stosuje się:

1) Wielofazowy - pozwalają bezpośrednio określić natężenia przepływu oleju, wody i gazu olejowego w przepływie;

2) Cząstkowy wielofazowy - mieszanina jest rozdzielana za pomocą miniseparatorów dla gazu olejowego, oleju i wody, a następnie mierzy się ich natężenie przepływu bezpośrednio w przepływie.

Metody separacji polegają na rozdzieleniu mieszaniny pochodzącej z odwiertu na gaz olejowy i ciecz w separatorze. Objętościowe natężenie przepływu gazu ropopochodnego mierzone jest za pomocą gazomierza i dostosowywane do warunków standardowych. Ciecz jest gromadzona w zbiorniku, a czas akumulacji jest rejestrowany, aby następnie obliczyć dzienne natężenie przepływu studni na masę.

1) Metoda z osadzaniem się wody - ciecz przechowuje się w pojemniku do momentu rozwarstwienia się na wodę formacyjną i olej. Następnie woda i olej są spuszczane oddzielnie, mierząc ich masy bezpośrednią metodą pomiarów dynamicznych. Metoda jest uważana za najdokładniejszą, ale także najdroższą i najbardziej pracochłonną, i jest najczęściej stosowana w OTP.

2) Pomiar bezpośredni – masę cieczy w zbiorniku mierzy się metodą bezpośrednią pomiarów statycznych lub metodą bezpośrednią pomiarów dynamicznych podczas opróżniania. Za pomocą miernika wilgotności na odpływie lub w laboratorium z pobranej próbki mierzy się zawartość wody w ropie naftowej, a następnie oblicza się ich masy.

3) Pośrednia metoda pomiaru dynamicznego - objętość cieczy mierzy się za pomocą licznika objętości podczas opróżniania. Za pomocą miernika wilgotności na odpływie lub w laboratorium mierzy się zawartość wody w surowej ropie na podstawie pobranej próbki. Gęstość oleju i wody wyznacza się w laboratorium za pomocą gęstościomierza na podstawie pobranej próbki, następnie oblicza się ich masy, korygując o temperaturę i ciśnienie. Obejmuje to AGZU „Sputnik” różnych modyfikacji.

4) Hydrostatyczna - masę cieczy określa się metodą pośrednią, w której jej ciśnienie hydrostatyczne i objętość mierzy się miarami pojemnościowymi. Za pomocą wilgotnościomierza podczas opróżniania lub w laboratorium mierzy się zawartość wody w ropie naftowej z pobranej próbki, a następnie oblicza się ich masy. W ostatnie lata Zaczęły pojawiać się instalacje działające na tej zasadzie: AGZU „Electron-400” i „Electron-1500”, produkowane przez OJSC „Zakład Doświadczalny” Electron ”(Tiumeń).

Technologie są stale ulepszane. Tak więc w ostatnich latach pojawiły się przepływomierze jądrowo-magnetyczne do mediów wielofazowych, zautomatyzowane grupowe jednostki pomiarowe trójfazowe i inne nowości.

Zbiorniki naftowe i ich elementy

Występują zbiorniki podziemne i powierzchniowe. Zbiorniki nazywane są podziemnymi, jeśli najwyższy poziom zalania jest nie mniejszy niż 0,2 m poniżej najniższego znaku planistycznego sąsiedniego terenu. Pozostałe zbiorniki są naziemne.

Najczęściej spotykane są pionowe stalowe zbiorniki cylindryczne ze stałym dachem (typu RVS). Są to (ryc. 17) cylindryczny korpus spawany z blach stalowych o wymiarach 1,5 x 6 m, grubości 4 ... 25 mm, ze stożkowym lub kulistym dachem osłonowym. Podczas produkcji obudowy długi bok arkuszy jest umieszczony poziomo. Jeden poziomy rząd zespawanych ze sobą arkuszy nazywany jest pasem zbiornika. Pasy zbiornika są połączone ze sobą krokowo, teleskopowo lub od końca do końca.

Dno zbiornika jest spawane, położone na podsypce piaskowej, zabezpieczone przed korozją bitumem i ma nachylenie od środka do obwodu. Zapewnia to pełniejsze usunięcie wytworzonej wody.

Pionowe stalowe zbiorniki cylindryczne z dachem pływającym (typu RVSPK) różnią się od zbiorników typu RVS tym, że nie posiadają stałego dachu (rys. 18). Rolę zadaszenia pełni krążek wykonany z blach stalowych unoszących się na powierzchni cieczy. Znane konstrukcje dachów pływających można sprowadzić do czterech głównych typów: tarczowe, jednowarstwowe ze skrzynką pierścieniową, jednowarstwowe ze skrzynkami pierścieniowymi i centralnymi, dwuwarstwowe. Dachy talerzowe są najmniej metalochłonne, ale też najmniej niezawodne, czyli m.in. ponieważ pojawienie się przecieku w jakiejkolwiek jego części prowadzi do napełnienia misy dachu olejem, a następnie do jej zatopienia. Natomiast dachy dwuwarstwowe są najbardziej metalochłonne, ale także najbardziej niezawodne, ponieważ puste pudła, które zapewniają pływalność, są hermetycznie uszczelnione od góry i podzielone przegrodami na przedziały.

Pionowe stalowe zbiorniki cylindryczne z pontonem (typu RVSP) to zbiorniki zbliżone konstrukcją do zbiorników typu RVS (posiadają stały dach), ale wyposażone w ponton unoszący się na powierzchni oleju. Podobnie jak dach pływający, pontony poruszają się po rurach prowadzących, są wyposażone w słupki podporowe i bramki uszczelniające oraz są starannie uziemione.

Poziome stalowe zbiorniki cylindryczne (typu RGS), w przeciwieństwie do pionowych, są zwykle produkowane fabrycznie i dostarczane w postaci gotowej. Ich kubatura waha się od 3 do 100 m3. Na przepompowniach takie zbiorniki służą jako pojemniki do zbierania wycieków.

Zbiorniki żelbetowe typu ZhBR są cylindryczne i prostokątne. Te pierwsze są bardziej powszechne, ponieważ są bardziej ekonomiczne, podczas gdy zbiorniki prostokątne są łatwiejsze w produkcji.

Zbiorniki typu ZhBR wymagają mniejszego zużycia metalu niż zbiorniki stalowe. Jednak w trakcie ich eksploatacji wyszło na jaw szereg niedociągnięć. Przede wszystkim istniejące konstrukcje do nakładania się zbiorników żelbetowych nie mają wystarczającej szczelności i nie zapobiegają przenikaniu par oleju (produktów naftowych) ze zbiornika do atmosfery. Kolejnym problemem jest walka z pływaniem zbiorników na wysokich poziomach. wody gruntowe... Występują trudności z naprawą wyposażenia wewnętrznego zbiorników żelbetowych.

W związku z powyższym i wieloma innymi przyczynami obecnie nie buduje się zbiorników typu ZhBR.

Rysunek 17. Pionowy zbiornik cylindryczny

1 - przypadek; 2 - dach panelowy; 3 - centralny stojak; 4 - drabina kopalniana; 5 - dół

Rysunek 18. Zbiornik z pływającym dachem

1 - żaluzja uszczelniająca; 2 - dach; 3 - drabina na zawiasach; 4 - zawór bezpieczeństwa; pięć - system odwadniający; 6 - rura; 7 - stojaki; 8 - właz

Zapewnienie wymogów ochrony pracy przy obsłudze stacji uzdatniania ropy naftowej, gazu i wody

Ochrona pracy to system zachowania życia i zdrowia pracowników w procesie pracy, który obejmuje środki prawne, społeczno-ekonomiczne, organizacyjno-techniczne, sanitarno-higieniczne, lecznicze i profilaktyczne, rehabilitacyjne i inne.

Wyciągi z „Zasad bezpieczeństwa eksploatacji instalacji uzdatniania ropy naftowej w zakładach przemysłu naftowego”:

Wszystkie instalacje, warsztaty, laboratoria i inne obiekty muszą posiadać instrukcje bezpieczeństwa dla zawodów i rodzajów prac, zapewniające bezpieczeństwo wszelkich prac w tym zakresie.

Wszystkie obiekty produkcyjne instalacji muszą być wyposażone w środki gaśnicze zgodnie z listą uzgodnioną z lokalnymi władzami przeciwpożarowymi.

Dla każdego obiektu zagrożonego gazem, wybuchem i pożarem należy opracować plan postępowania awaryjnego zgodnie z „Instrukcją sporządzania planów postępowania awaryjnego”.

Zabrania się oddawania do użytku nowych instalacji, a także tych po przebudowie, bez ich akceptacji przez komisję z udziałem przedstawiciela służby bezpieczeństwa przedsiębiorstwa, inspektora technicznego związku zawodowego, przedstawicieli nadzoru przeciwpożarowego i sanitarnego , ciała Gosgortekhnadzor.

Wszyscy pracownicy i pracownicy inżynieryjno-techniczni wchodzący do instalacji lub przenoszeni z jednego obiektu do drugiego mogą być dopuszczeni do samodzielnej pracy tylko po przejściu instrukcji bezpieczeństwa, przeciwpożarowej i gazowej, odbyciu stażu w miejscu pracy i sprawdzeniu ich wiedzy przez zamawiać. Oprócz tego pracownicy muszą przejść szkolenie zawodowe.

Kombinezony, obuwie ochronne i urządzenia ochronne muszą być wydawane zgodnie z ustalonymi normami.

Podczas pracy w miejscach, w których możliwe jest zwiększenie stężenia szkodliwych gazów i par powyżej dopuszczalnych norm sanitarnych, pracownicy muszą być wyposażeni w odpowiednie maski przeciwgazowe.

Terytorium i pomieszczenia instalacji muszą być utrzymywane zgodnie z wymogami "Instrukcji konserwacji sanitarnej przedsiębiorstw przemysłowych".

Ruch pojazdów bez łapaczy iskier na terenie instalacji jest zabroniony.

Na miejscu i na miejscu pomieszczenia produkcyjne x, gdzie możliwe są oparzenia osób pracujących z substancjami szkodliwymi i agresywnymi (kwasy, zasady i odczynniki żrące), prysznic awaryjny z automatycznym uruchamianiem przy wejściu na platformę pod tubą prysznicową oraz fontanna do przemywania oczu z regulowanym dopływem wody do jest wymagane.

Urządzenie wyposażenia elektrycznego, w tym urządzenia sterujące i automatyki, elektronarzędzia i spawarki, oświetlenie na terenie instalacji i w zakładach produkcyjnych, na farmach zbiornikowych i innych obiektach musi spełniać wymagania SNiP „Zasady budowy instalacji elektrycznych” (PUE), „Zasady wytwarzania przeciwwybuchowych i kopalnianych urządzeń elektrycznych”, a ich eksploatacja musi być prowadzona zgodnie z „Przepisami operacja techniczna instalacje elektryczne odbiorców ”i„ Przepisy bezpieczeństwa dotyczące eksploatacji instalacji elektrycznych odbiorców ”.

Pomieszczenia produkcyjne instalacji wyposażone są w urządzenia grzewcze oraz urządzenia grzewcze spełniające wymagania norm sanitarnych i przeciwpożarowych. Do ogrzewania pomieszczeń należy użyć systemy scentralizowane za pomocą gorącej wody, pary lub ogrzanego powietrza jako nośnika ciepła.

We wszystkich pomieszczeniach zagrożonych wybuchem i pożarem wentylacja musi działać przez całą dobę.

Każda instalacja i poszczególne obiekty muszą posiadać zaplecze sanitarne zgodne z SNiP.

Wszystkie zakłady produkcyjne muszą być wyposażone w wodę i kanalizację zgodnie z SNiP.

Liczba zaworów bezpieczeństwa, ich instalacja i konserwacja muszą spełniać wymagania „Zasad projektowania i bezpieczeństwa eksploatacji zbiorników ciśnieniowych” oraz „Zasad bezpieczeństwa transportu i przechowywania skroplonych gazów ropopochodnych”, a także „Zaleceń dotyczących instalacja zaworów bezpieczeństwa".

Wszystkie instalacje i urządzenia muszą spełniać wymagania określone w „Zasadach ochrony przed elektrycznością statyczną w przemyśle chemicznym, petrochemicznym i rafineryjnym”.

Do montażu, demontażu i naprawy sprzętu i rurociągów na terenie instalacji i w pomieszczeniach produkcyjnych należy używać pojazdów i mechanizmów podnoszących i transportowych, których działanie musi odbywać się zgodnie z "Zasadami dotyczącymi urządzenia i bezpieczna operacja dźwigi podnoszące”.

Wszystkie osoby pracujące z demulgatorami powinny zostać poinstruowane o środkach zapobiegających ich zatruciom i udzielaniu niezbędnej pierwszej pomocy ofiarom zatrucia.

Personel obsługujący instalacje musi znać ich schemat i przeznaczenie wszystkich urządzeń, rurociągów, armatury, oprzyrządowania i automatyki.

Organizacja ochrony przeciwpożarowej w przedsiębiorstwie

Podstawowe wymagania bezpieczeństwa pożarowego. Bezpieczeństwo ludzi powinno być zapewnione poprzez: planowanie i konstruktywne rozwiązania drogi ewakuacyjne zgodnie z obowiązującymi przepisami budowlanymi, stałe utrzymywanie dróg ewakuacyjnych w należytym stanie, zapewniające możliwość bezpiecznej ewakuacji ludzi w przypadku pożaru lub innego zagrożenia.

Wszystkie pomieszczenia produkcyjne, administracyjne, pomocnicze, magazynowe, remontowe oraz parkingi i powierzchnie magazynowe dla pojazdów samochodowych muszą być wyposażone w podstawowe środki gaśnicze (gaśnice, osłony przeciwpożarowe, instalacje gaśnicze itp.), zgodnie z standardy.

Wszystkie pomieszczenia przedsiębiorstwa muszą być wyposażone w znaki przeciwpożarowe zgodnie z wymaganiami GOST 12.4.026-76 „Kolory sygnałów i znaki bezpieczeństwa” oraz znaki ewakuacyjne.

Kombinezony robocze należy prać (czyścić chemicznie) i naprawiać w odpowiednim czasie zgodnie z ustalonym harmonogramem. Naoliwione kombinezony należy suszyć w specjalnym pomieszczeniu.

Cysterny przeznaczone do przewozu cieczy palnych i palnych powinny być składowane w wolnostojących parterowych budynkach lub na specjalnie do tego wyznaczonych terenach otwartych.

Wymagania dotyczące lokalu. We wszystkich pomieszczeniach produkcyjnych, administracyjnych, magazynowych i pomocniczych należy wywiesić w widocznych miejscach instrukcje dotyczące środków ochrony przeciwpożarowej, a także plany ewakuacji pracowników i majątku materialnego, wskazujące miejsca przechowywania kluczy ze wszystkich pomieszczeń.

W budynkach przemysłowych i administracyjnych powinny znajdować się specjalnie wyznaczone miejsca dla palących wyposażone w kosze na śmieci i pojemniki z wodą.

W budynkach produkcyjnych i biurowych zabrania się:

Palenie w miejscach do tego nieprzeznaczonych;

Wykonywać prace z użyciem otwartego ognia w miejscach do tego nieprzeznaczonych;

Używaj otwartych źródeł ognia do rozpalania podczas przeglądów technicznych, napraw i innych prac;

Po zakończeniu pracy pozostaw naoliwione środki czyszczące i kombinezony w samochodzie;

Zostaw samochody z włączonym zapłonem;

Użyj grzejników elektrycznych z otwartymi elementami grzewczymi do dodatkowego ogrzewania pomieszczenia;

Pouczać Konserwacja sprzęt dla osób bez odpowiednich kwalifikacji.

Bezpieczeństwo elektryczne. Osoby odpowiedzialne za stan instalacji elektrycznych (główny elektryk, elektryk, pracownik o odpowiednich kwalifikacjach, wyznaczony przez kierownika przedsiębiorstwa lub warsztatu) zobowiązane są do:

Zapewnienie organizacji i terminowego przeprowadzania przeglądów prewencyjnych i planowanych napraw prewencyjnych urządzeń elektrycznych, urządzeń i sieci energetycznych, a także terminowej eliminacji naruszeń „Zasad instalacji instalacji elektrycznych”, „Zasad eksploatacji instalacji elektrycznych konsumentów” oraz „Zasady bezpieczeństwa eksploatacji instalacji elektrycznych konsumentów”, które mogą prowadzić do pożarów i opalania;

Monitorowanie prawidłowego doboru i użytkowania kabli, przewodów elektrycznych, silników, lamp i innego sprzętu elektrycznego w zależności od klasy zagrożenia pożarowego i wybuchowego pomieszczeń oraz warunków środowiskowych;

Systematycznie monitoruj stan urządzeń zabezpieczających przed zwarciami, przeciążeniami, przepięciami wewnętrznymi i atmosferycznymi, a także innymi nienormalnymi trybami pracy;

Monitoruj sprawność specjalnych instalacji i narzędzi zaprojektowanych w celu wyeliminowania zapłonów i pożarów w instalacjach elektrycznych i kablowniach;

Zorganizować system szkoleń i instruowania personelu dyżurnego w zakresie bezpieczeństwa pożarowego podczas eksploatacji instalacji elektrycznych;

Uczestniczyć w badaniu pożarów i pożarów instalacji elektrycznych, opracowywać i wdrażać środki zapobiegające im.

Urządzenia uziemiające należy zapewnić w miejscach, w których może być generowana elektryczność statyczna.

Oświetlenie awaryjne powinno być zapewnione, jeżeli wyłączenie oświetlenia roboczego i związane z tym zakłócenie normalnej konserwacji sprzętu i mechanizmów może spowodować wybuch lub pożar.

Awarie w sieciach energetycznych i urządzeniach elektrycznych, które mogą powodować iskrzenie, zwarcia, nadmierne nagrzewanie się izolacji kabli i przewodów muszą być natychmiast usunięte przez personel dyżurny; uszkodzoną sieć energetyczną należy odłączyć przed wprowadzeniem jej w stan przeciwpożarowy.

Zabrania się wykonywania prac wewnątrz aparatury, gdzie możliwe jest tworzenie się mieszanin wybuchowych, w kombinezonie, kurtce i innej odzieży wierzchniej wykonanej z materiałów elektrolizowanych.

Wentylacja. Odpowiedzialność za stan techniczny, sprawność i spełnienie wymagań bezpieczeństwa pożarowego podczas eksploatacji systemów wentylacyjnych ponosi główny mechanik (główny energetyk) przedsiębiorstwa lub osoba wyznaczona przez kierownika przedsiębiorstwa.

W pomieszczeniach przemysłowych, w których urządzenia wentylacyjne usuwają substancje palne i wybuchowe, wszelkie metalowe kanały powietrzne, rurociągi, filtry i inne urządzenia jednostki wydechowe musi być uziemiony.

W pomieszczeniach, w których wydzielają się substancje palne lub wybuchowe (opary, gazy) dopuszcza się instalowanie systemów wentylacyjnych (odsysanie miejscowe) wykluczających możliwość iskrzenia.

W przypadku wystąpienia pożaru w pomieszczeniu, w komorze wentylacyjnej, w kanałach powietrznych lub w dowolnej części instalacji wentylacyjnej należy natychmiast wyłączyć wentylatory układu nawiewno-wywiewnego.

Wymagania dotyczące wyposażenia i narzędzi technologicznych. Urządzenia technologiczne, aparatura i rurociągi zawierające substancje wydzielające wybuchowe opary, gazy i pyły muszą być uszczelnione.

Gorące powierzchnie rurociągów w pomieszczeniach, w których stwarzają niebezpieczeństwo zapłonu materiałów lub wybuchu gazów, oparów cieczy lub pyłów, należy zaizolować materiałami niepalnymi w celu obniżenia temperatury powierzchni do bezpiecznej wartości.

W celu monitorowania stanu powietrza w obiektach produkcyjnych i magazynowych, w których stosuje się, wytwarza lub przechowuje substancje i materiały zdolne do tworzenia wybuchowych stężeń gazów i par, należy zainstalować automatyczne analizatory gazów lub przeprowadzać okresowe laboratoryjne analizy powietrza.

Rozmieszczenie urządzeń technologicznych na wydziałach musi być zgodne z dokumentacją projektową, z uwzględnieniem wymagań technologii oraz zapewniać bezpieczeństwo przeciwpożarowe i przeciwwybuchowe.

Umieszczenie sprzętu i układanie rurociągów nie powinno zmniejszać szczelności i odporności ogniowej przegród przeciwpożarowych

Procedura obsługi automatycznych instalacji gaśniczych i automatycznych alarm przeciwpożarowy określone przez administrację przedsiębiorstwa. Instalacje automatycznego gaszenia i automatycznej sygnalizacji pożaru muszą być utrzymywane w dobrym stanie.

za zbiornikami przeciwpożarowymi, zbiornikami, kanalizacją i hydrantami, przepompownie, instalacje gaśnicze tryskaczowe i zalewowe powinny być stale monitorowane, aby zapewnić ich dobry stan i stałą gotowość do użycia w przypadku pożaru lub pożaru.

Procedurę umieszczania, konserwacji i użytkowania gaśnic i instalacji gaśniczych należy utrzymywać zgodnie z instrukcjami producentów oraz aktualnymi dokumentami prawnymi i technicznymi.

W obszarze wyposażenia paliwowego muszą znajdować się co najmniej dwie gaśnice na dwutlenek węgla. Gaśnice na dwutlenek węgla, gdy są umieszczane w miejscu budowy, muszą być chronione przed nagrzaniem powyżej 50°C i narażeniem na działanie promieni słonecznych.

Metalowe części narzędzia gaśniczego należy okresowo czyścić i smarować, aby uniknąć korozji.

Każde pudełko z piaskiem powinno mieć zawsze dwie metalowe łopaty. Pudełka powinny być szczelnie zamknięte pokrywkami. Pudełka powinny być opatrzone napisem „Piasek na wypadek pożaru”. Piasek w skrzynkach powinien być regularnie sprawdzany. Jeśli zostanie znaleziona wilgoć lub grudki, należy je wysuszyć i przesiać.

Środki gaśnicze i sprzęt przeciwpożarowy muszą być pomalowane zgodnie z wymaganiami GOST 13.4.026-76.

Organizacja bezpieczeństwa życia w organizacji

Główne zagrożenia to:

Obecność palnych cieczy (oleju) i gazów, zdolność par i gazów do tworzenia z powietrzem mieszanin wybuchowych;

Zdolność ciekłych i gazowych produktów naftowych do toksycznego wpływu na organizm ludzki;

Obecność siarkowodoru w gazie naftowym;

Szkodliwe działanie odczynników na ludzką skórę oraz pary i gazy - na układ oddechowy;

Dostępność sprzętu elektrycznego w przedsiębiorstwie;

Ciepło;

Wysokie ciśnienie;

Zdolność olejów do tworzenia elektryczności statycznej podczas przemieszczania się w rurociągach.

Podstawowymi warunkami zapewnienia bezpieczeństwa są odpowiednie kwalifikacje personelu serwisowego, ścisłe przestrzeganie parametrów eksploatacyjnych procesu, bezpieczeństwo topienia, bezpieczeństwo przeciwpożarowe, przestrzeganie dyscypliny przemysłowej, właściwe utrzymanie miejsc pracy, a także przestrzeganie harmonogramu działań prewencyjnych. konserwacja, inspekcje i testy. Podczas wykonywania pracy należy ściśle przestrzegać następujących wymagań:

- „Zasady bezpieczeństwa eksploatacji jednostek uzdatniania ropy naftowej w przedsiębiorstwach przemysłu naftowego”, zatwierdzone przez ZSRR Gosgortekhnadzor 16 lipca 1976 r., z późniejszymi zmianami w 1987 r.;

- „Zasady bezpieczeństwa w oleju i przemysł gazowniczy„(RD 08-200-98);

- „Instrukcja bezpieczeństwa pracy przy eksploatacji złóż ropy naftowej, gazu i kondensatu gazowego zawierających siarkowodór (do 6% objętości)”, zatwierdzona przez Gosgortekhnadzor Rosji w dniu 21.04.92;

- „Zasady projektowania i bezpiecznej eksploatacji systemów pochodni” (PU i BEF-93) (PB 09-12-92), zatwierdzone przez Gosgortekhnadzor Rosji w dniu 21.04.92;

- „Zasady dotyczące urządzenia instalacji elektrycznych” (wydanie szóste);

Grupowe automatyczne zespoły pomiarowe „Elektron” (zwane dalej „zespołami”) przeznaczone są do pomiaru zautomatyzowanych masowych i masowych przepływów fazy ciekłej ropy naftowej (zwanej dalej ropą naftową), ropy naftowej z wyłączeniem wody oraz objętości i objętościowe natężenie przepływu wolnego gazu ropopochodnego zredukowane do warunków standardowych, a także przekazywanie danych o wynikach pomiarów i sygnalizacji pracy do centrum sterowania pola naftowego w klimacie umiarkowanym lub umiarkowanie zimnym.

Opis

Zasada działania agregatów opiera się na wykorzystaniu pośredniej hydrostatycznej metody pomiaru masy ropy naftowej oraz metody pozwalającej na podstawie zmierzonych wartości ciśnienia P, objętości V i temperatury T mierzonego medium, obliczenie objętościowego natężenia przepływu wolnego gazu ropopochodnego dla każdego z szybów naftowych podłączonych do zbiornika separacyjnego jednostki. Masę ropy naftowej bez wody, w zależności od wersji urządzenia, można określić zarówno na podstawie danych o uwodnieniu ropy naftowej uzyskanych z zainstalowanego miernika wilgotności, jak i na podstawie danych o gęstości ropy i woda formacyjna wprowadzona do regulatora w normalnych warunkach.

Główną jednostką instalacji jest zbiornik separacyjny (zwany dalej EC) z komorą pomiarową (zwany dalej IC) wyposażony w trzy czujniki ciśnienia hydrostatycznego EJA210A produkcji Yokogawa Electric Corporation, zgodnie z sygnałami których czas mierzy się wypełnienie IC fazą ciekłą strumienia produkcyjnego odwiertu i oblicza się wartości masowego natężenia przepływu ropy naftowej, ropy naftowej bez wody. Mierzony jest również czas opróżnienia układu scalonego i napełnienia gazową fazą strumienia oraz obliczana jest wartość objętościowego natężenia przepływu wolnego gazu ropopochodnego zredukowanego do warunków normalnych. Uwzględnienie zmian właściwości środowiska pracy spowodowanych przez: wysokie ciśnienie krwi i zmieniającej się temperatury wewnątrz naczynia separacyjnego, wyniki pomiarów są korygowane zgodnie z odczytami dwóch czujników temperatury TSMU 9418 i dwóch czujników ciśnienia manometrycznego EJA530A produkowanych przez Yokogawa Electric Corporation. Do określenia masowego i masowego natężenia przepływu ropy naftowej z wyłączeniem wody można wykorzystać wskazania wbudowanego miernika wilgotności oleju PVN-615.001, którego zapotrzebowanie określa zamówienie. Procesem pomiarowym steruje sterownik, a wyniki pomiarów gromadzone w jego pamięci wyświetlane są na wyświetlaczu urządzenia wizualizacyjnego oraz do centrum dyspozytorskiego pola naftowego (dalej DP).

Dopuszcza się stosowanie innych konwerterów pierwotnych o charakterystyce nie gorszej niż wskazane. Dopuszcza się produkcję roślin bez miernika wilgotności ropy naftowej. W tym przypadku masę ropy naftowej bez wody określa się na podstawie wprowadzonych do sterownika danych o gęstości ropy i wody złożowej w normalnych warunkach.

Instalacje składają się z dwóch zespołów: zespołu technologicznego (dalej BT) oraz zespołu automatyki (dalej BA) i mogą być podłączone do pomiaru, w zależności od wersji, od jednego do czternastu szybów naftowych.

Jednostki produkowane są w dwóch modyfikacjach „Electron-X-400” i „Electron-X-1500” (gdzie X to liczba połączonych odwiertów), różniących się zakresami pomiaru masowego natężenia przepływu ropy naftowej i objętościowego natężenie przepływu wolnego gazu ropopochodnego.

W BT znajdują się:

Separator stosowany do oddzielania gazu towarzyszącego od cieczy (mieszanina woda-olej) w UE za pomocą IC i pomiaru natężenia przepływu ropy naftowej i wolnego gazu ropopochodnego podczas naprzemiennego napełniania i opróżniania IC. Proces napełniania układu scalonego jest kontrolowany przez elektrycznie napędzany zawór przełączający (zwany dalej KPI), który zapewnia cykliczny tryb pomiaru poprzez naprzemienne blokowanie linii odprowadzania gazu lub cieczy z UE do kolektora za pomocą elementu blokującego;

Urządzenie dystrybucyjne (dalej - RU), które służy do zapewnienia kolejności pomiaru produkcji szybów naftowych podłączonych do instalacji i ich późniejszego łączenia w jeden kolektor za pomocą wielokierunkowego przełącznika odwiertu (dalej - PSM). Obecność RU zależy od projektu instalacji;

Urządzenia technologiczne, ogrzewanie, oświetlenie, sygnalizacja, wentylacja, systemy przeciwwybuchowe.

BA zawiera:

Szafa zasilająca zasilająca obwody elektryczne instalacji;

Szafa sprzętowa służąca do umieszczenia sterownika sterowania zakładem (dalej - KU);

Ogrzewanie, oświetlenie, systemy alarmowe.

Oprogramowanie

Oprogramowanie składa się z oprogramowania układowego "electron5165.dat" dla sterownika. Część istotna metrologicznie nie jest wydzielona na osobny blok.

Dostęp do pamięci sterownika jest chroniony hasłem.

Kontroler posiada tryb pracy, w którym nie ma możliwości zmiany oprogramowania. Do modyfikacji oprogramowania wymagany jest specjalny kabel do pobierania i oprogramowanie. Dostęp do modyfikacji oprogramowania jest chroniony hasłem, które jest ustawione fabrycznie. Hasło jest przechowywane w kodach maszynowych. Zabezpieczenie wyników pomiarów przed celowymi zmianami polega na trzystopniowej kontroli dostępu, każdy z poziomów posiada własne hasło.

Dane identyfikacyjne są ustalane za pomocą komputera osobistego programisty połączonego przez interfejs szeregowy za pomocą specjalnego kabla, środowiska programistycznego DirectSoft (tworzony jest obraz oprogramowania i pliki są przesyłane do komputera osobistego) oraz programów do obliczania sumy kontrolnej.

Tożsamość oprogramowania

Nazwa oprogramowania	Nazwa identyfikacyjna oprogramowania	Numer wersji (numer identyfikacyjny) oprogramowania	Cyfrowy identyfikator partii programu bezpieczeństwa (suma kontrolna kodu wykonywalnego)	Algorytm obliczania cyfrowego identyfikatora oprogramowania
Układ sterowania	elektron5165.dat
instalacja grupy pomiarowej zautomatyzowanej w oparciu o sterownik DirectLogic 205
System sterowania zautomatyzowaną instalacją grupy pomiarowej oparty na sterowniku Z181-04

Poziom ochrony oprogramowania przed niezamierzonymi i celowymi zmianami C do MI 3286-2010.

Specyfikacje

Nazwa parametru	Standardowy rozmiar
	Elektron-X-400	Elektron-X-1500
Mierzone medium jest mieszaniną ropy naftowej i wolnej
gaz olejowy o parametrach:
Nadmierne ciśnienie, MPa	od 0,1 do 4,0
Temperatura, w zależności od wersji, ° С	od minus 5 do + 90
Gęstość ropy naftowej, kg / m3	od 700 do 1350
Lepkość kinematyczna ropy naftowej, m2 / s	od 1-10-6 do 1,510-4
Odcięcie wody W,%
Zakres pomiaru:
masowe natężenie przepływu ropy naftowej, t / dzień (t / h)		od 7 do 1500
	(od 0,083 do 16,7)	(od 0,29 do 62,5)
przepływ objętościowy towarzyszącego gazu ropopochodnego w pa
warunki baryłkowe, m3 / dzień	od 1,6 do 3000	od 5,5 do 10 000
	(od 0,067 do 125)	(od 0,23 do 416,7)
Granice dopuszczalnego błędu względnego
pomiary,%:
Objętościowe natężenie przepływu towarzyszącego gazu ropopochodnego,
zredukowane do standardowych warunków
Masowe natężenie przepływu ropy naftowej
Masowe natężenie przepływu ropy naftowej bez wody
od 0% do 70%
NS. 70% do 95%
NS. 95% do 98%

Nazwa parametru	Standardowy rozmiar
	Elektron-X-400	Elektron-X-1500
Granice dopuszczalnego względnego błędu pomiaru,%: Objętość towarzyszącego gazu ropopochodnego zredukowana do standardowych warunków Masy ropy naftowej Masy ropy naftowej z wyłączeniem wody przy zawartości wody (w ułamkach objętościowych): od 0% do 70% ul. 70% do 95% św. 95% do 98% św. 98%	± 6 ± 15 ± 30 granica dopuszczalnego błędu względnego ustalana jest w procedurze pomiarowej, poświadczonej zgodnie z ustaloną procedurą
Parametry zasilania elektrycznego: prąd przemienny: - napięcie - częstotliwość, Hz	380/220 V ± 20% 50 ± 1
Pobór mocy, kVA, nie więcej
Wymiary gabarytowe BT, mm, nie więcej:
Wymiary gabarytowe BA, mm, nie więcej:	2500x3100x2800 **
Waga, kg, nie więcej:	6500, 7000* 3000, 1500***	12000, 20000** 3000, 1500***
Wilgotność względna otoczenia,%
Żywotność, lata, nie mniej
Modyfikacja klimatyczna zgodnie z GOST 15150-69	U1*** lub UHL1
Klasa strefy wybuchowej wewnątrz BT zgodnie z klasyfikacją „Zasad Montażu Instalacji Elektrycznych”
Klasa temperaturowa urządzeń elektrycznych zgodnie z klasyfikacją GOST R 51330.0-99	T3, grupa - IIA
* Przy liczbie studni przyłączanych 14 ** Przy liczbie studni przyłączanych 1 *** Zgodnie z ustaleniami z klientem

Znak homologacji typu

nanosi się na stronę tytułową dokumentacji eksploatacyjnej instalacji metodą typograficzną oraz na płyty zespołu technologiczno-automatycznego metodą sitodruku lub metodą nanoszenia.

Kompletność

Weryfikacja

przeprowadzone zgodnie z dokumentem „GSE. Grupowe automatyczne instalacje pomiarowe „Elektron, Metoda weryfikacji. 760.00.000.000 MP ”, zatwierdzony przez FBU „Tiumensky CSM ”, 25 września 2011 r.

Lista podstawowego sprzętu badawczego obejmuje:

a) indukcyjny czujnik przepływu cieczy DRZHI 25-8-MP, natężenie przepływu od 0,8 do 8,0 m3/h; granica dopuszczalnego błędu względnego ± 0,5%;

b) indukcyjny czujnik przepływu cieczy DRZHI 50-30-MP, natężenie przepływu od 3 do 30 m3/h, granica dopuszczalnego błędu względnego ± 0,5%;

c) indukcyjny czujnik przepływu cieczy DRZHI 100-200-MP, natężenie przepływu od 50 do 200 m3/h, granica dopuszczalnego błędu względnego ± 0,5%;

d) kalibrator gazu UGN-1500, natężenie przepływu od 2 do 1500 m3/h, granica podstawowego błędu względnego odwzorowania natężenia przepływu gazu ± 0,33%, granica dopuszczalnego bezwzględnego błędu pomiaru temperatury ± 0,5 K;

e) standardowe naczynia pomiarowe drugiej kategorii, typ M2r GOST 8.400-80, pojemność 10 i 200 dm 3, granica dopuszczalnego błędu względnego wynosi ± 0,1%;

f) kolba miarowa II klasy dokładności zgodnie z GOST 1770-74 o pojemności 1000 lub 2000 cm3;

g) areometr AON-1, zakres pomiarowy od 940 do 1000 kg/m3, podziałka ± 1,0 kg/m3;

h) elektroniczny miernik częstotliwości zliczania Ch3-57, 10 impulsów; ± 1 impuls; 10...100 s;

i) miliamperomierz E 535, zakres pomiarowy (4 - 20) mA, zmniejszony błąd ± 0,5%.

Informacje o metodach pomiarowych

„Rekomendacja Państwowej Inspekcji Podatkowej. Ilość ropy naftowej i gazu ropopochodnego w szybie wydobywającym ropę. Metody pomiaru masy ropy naftowej, masy i objętości gazu ropopochodnego poprzez pomiary dyskretne wykonywane zautomatyzowanymi grupowymi jednostkami pomiarowymi „Elektron” hydrostatyczną metodą pomiaru masy cieczy oraz metodą P, V, T pomiaru objętości gazu.” Opracowany i certyfikowany 30 grudnia 2010 r. przez FSUE VNIIR, Kazań. Numer rejestracyjny zgodnie z Federalnym Rejestrem Technik Pomiarowych FR.1.29.2011.10012.

Dokumenty regulacyjno-techniczne określające wymagania dla zautomatyzowanego zespołu pomiarowego „Elektron”

1. GOST 2939-63 „Gazy. Warunki określania objętości ”.

2. GOST R 51330.0-99 „Sprzęt elektryczny przeciwwybuchowy”.

3. GOST R 8.615-2005 „GSI Pomiary ilości ropy naftowej i gazu naftowego wydobytego z głębin. Ogólne metrologiczne i wymagania techniczne».

Opis

W związku ze zmianami w programie produkcyjnym Domu Handlowego SARRZ sprzedaż tego sprzętu została zakończona.
Aktualna lista produktów dostępna jest w dziale

Zautomatyzowane zespoły dozowania grupowego AGZU są instalowane w przedsiębiorstwach naftowych i są niezbędne do rozliczania mediów wydobywanych z szybów naftowych i gazowych. AGZU pełni funkcje pomiaru objętości i proporcji ropy naftowej, towarzyszącego gazu ropopochodnego i wód złożowych. Wszystkie pomiary podawane są w określonych jednostkach objętości, otrzymane informacje są przetwarzane i przesyłane do nadrzędnego punktu zdalnego sterowania, gdzie są analizowane i archiwizowane.

Rozmieszczenie instalacji AGZU

AGZU mają konstrukcję blokowo-modułową. Korpus to przestrzenna stalowa spawana rama, ocieplona i pokryta płytami warstwowymi. W budynku przewidziano dwoje drzwi na przeciwległych końcach pomieszczenia, system wentylacji, oświetlenie i ogrzewanie. W korpusie na podłodze znajduje się rura drenażowa, przez którą odprowadzana jest woda awaryjna.

Dla bezpiecznej eksploatacji urządzeń instalacje AGZU uzupełniane są zabezpieczeniami, ogniem i alarm, które dają sygnał dźwiękowy i świetlny w przypadku wystąpienia siły wyższej (spadek ciśnienia w gazociągach, wyciek cieczy, niedopuszczalne nadciśnienie itp.).

Instalacja AGZU składa się z dwóch głównych bloków:

• jednostka technologiczna
• automatyka

W bloku technologicznym zainstalowano wszystkie funkcjonalne urządzenia: zbiornik separacyjny, rurociągi ze studni, wielodrogowy wyłącznik studni PSM / trójdrogowy zawór kulowy z napędem elektrycznym, oprzyrządowanie (przepływomierze masowe, liczniki, alarmy, czujniki), odcinające zawory, hydrauliczny zespół napędowy i inne systemy inżynieryjne.

Wszystkie urządzenia wykonane są w wykonaniu przeciwwybuchowym dla klasy zagrożenia wybuchem B-1A, stopnia odporności ogniowej IV oraz kategorii A dla zagrożenia wybuchem i pożarem.

Na życzenie Klienta na miejsce eksploatacji może zostać dostarczona pompa dozująca do podawania odczynników chemicznych, zbiornik do ich przechowywania, rurociąg ciśnieniowy do podawania odczynników do kolektora stacji benzynowej.

W zależności od modelu AGZU umożliwia pomiar danych pochodzących z 8, 10 lub 14 odwiertów o objętości 400-1500 m 3 / dzień.

Zgodnie z wydajnością i liczbą odwiertów specjaliści TD SARRZ oferują następujące standardowe rozmiary automatycznych grupowych jednostek pomiarowych AGZU:

• AGZU 40-8-400 *
• AGZU 40-10-400
• AGZU 40-14-400
• AGZU 40-8-1500
• AGZU 40-10-1500
• AGZU 40-14-1500

(* gdzie: 40 to maksymalne ciśnienie, kgf / cm 2, 8/10/14 to liczba studni, 400/1500 to pojemność cieczy, m3 / dzień.)

W bloku automatyzacji zamontowana jest szafa sterownicza, dzięki której realizowane jest automatyczne sterowanie i zbieranie informacji z podstawowych urządzeń kontrolno-pomiarowych oraz ich przekazywanie na wyższy poziom systemu APCS. Jednostka ta może być umieszczona oddzielnie od jednostki technologicznej nie bliżej niż 10 mw miejscu przeciwwybuchowym.

Zasada działania zespołów pomiarowych AGZU

Mieszanina gazowo-cieczowa jest dostarczana z odwiertu do bloku rozdzielczego odwiertu, gdzie rozdzielane są strumienie odwiertu. Wybór mierzonego dołka można przeprowadzić w trybie ręcznym lub automatycznym. Płyn z mierzonego odwiertu przechodzi przez linię metra, a następnie do separatora. Płyny z pozostałych studni są dostarczane do kolektora wylotowego.

Aby zmierzyć zawartość towarzyszącego gazu ropopochodnego w zbiorniku separacyjnym, gaz jest uwalniany przez zbieranie fazy ciekłej na dnie i uwalnianie oddzielonego gazu do przewodu gazowego, na którym zainstalowane są urządzenia pomiarowe. Gdy separator jest pełny, linia gazu jest zamknięta, a linia cieczy jest otwarta. Jest to konieczne do spuszczenia mieszanki gazowo-cieczowej z uwzględnieniem jej zużycia. Po opróżnieniu separatora linia gazu otwiera się, linia cieczy zamyka się.

Bezpieczeństwo instalacji zapewnia obecność linii tłocznej, manometrów, wskaźników poziomu, regulatorów ciśnienia oraz zaworów odcinających i bezpieczeństwa.

Charakterystyki techniczne typowych dozowników AGZU

Parametry	AGZU 40-8-400	AGZU 40-10-400	AGZU 40-14-400	AGZU 40-8-1500	AGZU 40-10-1500	AGZU 40-14-1500
Ilość podłączonych studni, szt.	8	10	14	8	10	14
Wydajność płynów, m 3 / dzień, nie więcej	400	400	400	1500	1500	1500
Wydajność gazu, m 3 / dzień, nie więcej	60000	60000	60000	225000	225000	225000
Współczynnik gazowy, nm 3 / s 3, nie więcej	150	150	150	150	150	150
Ciśnienie robocze, MPa, nie więcej	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Lepkość kinematyczna oleju w 20 ° C, cSt	120	120	120	120	120	120
Cięcie wody z ropy naftowej,%	0-98	0-98	0-98	0-98	0-98	0-98
Zawartość parafiny, objętość,%, nie więcej	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
Zawartość siarkowodoru, objętość,%, nie więcej	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Zużyta moc elektryczna, kW, nie więcej	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Wejście Du, mm	80	80	80	80	80	80
Zawory odcinające DN na PSM, mm	80	80	80	80	80	80
Zawory odcinające DN do obejścia, mm	50	50	50	80	80	80
DN kształtek rurociągów technologicznych, mm	50	50	50	80	80	80
DN linii obejściowej, mm	100	100	100	150	150	150
Kolektor DN, mm	100	100	100	150	150	150
Wymiary gabarytowe jednostki technologicznej, mm, nie więcej	5400x 3200x 2700	5900x 3200x 2700	6400x 3200x 2700	6900x 3200x 2700	8500x 3200x 2700	9000x 3200x 2700
Wymiary gabarytowe automatu, mm, nie więcej	2100x 2000x 2400	5400x 3200x 2700	5400x 3200x 2700	2100x 2000x 2400	5400x 3200x 2700	5400x 3200x 2700
Masa bloku technologicznego, kg, nie więcej	6800	7600	9100	12000	12500	12980
Waga jednostki automatyki, mm, nie więcej	1300	1300	1300	1300	1300	1300

Jak kupić dozownik AGZU w swoim mieście?

W celu zakupu automatycznego zespołu dozowania grupowego AGZU możesz:

• wysłać do e-mail wymagania techniczne dotyczące sprzętu,
• zadzwoń do naszych specjalistów pod numer 8-800-555-86-36 w celu wyjaśnienia zamówienia
• pobierz i wypełnij Kwestionariusz i wyślij e-mailem