Установки измерительные групповые автоматизированные электрон. Автоматизированная групповая замерная установка агзу Схема агзу электрон 8 400 завышен замер

Установка предназначена для измерения расходов компонент продукции нефтяных скважин (массовых расходов нефти, воды и объемного расхода попутного газа, приведенного к стандартным условиям), передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее – ДП) в условиях умеренно холодного климата. Состоит из помещения технологического (ПТ) и блока автоматики (БА).

Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C29.024.A №46671, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 24759-12 и допущен к применению в Российской Федерации.

Сертификат № 10873 о признании утверждения типа средств измерений, зарегистрированный в Реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан за № KZ.02.03.06058-2014/24759-12 и допущен к импорту в Республику Казахстан.

Межповерочный интервал - 5 лет.

Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-400» и «Электрон-1500», отличающихся диапазонами измерений массового расхода жидкости и объемного расхода газа. Установка реализует косвенный метод измерения массы нефти и нефтепродуктов, основанный на гидростатическом принципе, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2002 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». Замер производится в динамическом режиме путем контроля:

Времени циклического попеременного заполнения тарированного объема сосуда водонефтяной смесью и газом (определяется расход компонент продукции скважины),

Показаний датчиков гидростатического давления и температуры (вычисляется расход и осуществляется управление процессом замера).

Установка обеспечивает выполнение следующих функций:

Поочередное измерение массы и массовых расходов жидкости, нефти, воды, обводненности, а также приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа нефтяных скважин в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;

Автоматическое и ручное управление процессом измерения, в том числе управление по протоколу Modbus через порт RS-232/RS-485;

Вычисление, отображение на дисплее контроллера управления установкой, архивирование в энергонезависимой памяти и выдача по запросу оператора на диспетчерский пункт следующей измерительной информации: текущие показания датчиков, временные показатели каждого единичного замера, значения массового расхода жидкости, нефти, воды, обводненности и приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа по каждой подключаемой скважине (как по единичным измерениям, так и общего усредненного значения); значения массы жидкости, нефти, воды и объема газа, приведенного к стандартным условиям по каждой подключаемой скважине;

Автоматическое запоминание, архивирование, хранение, отображение на дисплее контроллера управления и передача на диспетчерский пункт по запросу оператора следующей сигнальной информации: аварийные сигналы, информацию о текущем состоянии установки или ее отдельных элементов;

Автоматизированное управление: системой отопления ПТ и БА; включением вентилятора при 10%-ном нижнем концентрационном пределе воспламенения (далее НКПВ); отключением всех токоприемников в ПТ и включением местной световой и звуковой сигнализацией при 50%-ном НКПВ; отключением всех токоприемников ПТ и БА с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара;

Ручное управление освещением и вентилятором у входа в ПТ.

Возможно проведение замера в случае отсутствия электроэнергии при помощи электропривода с ручным дублёром и мерной линейкой (по дополнительному заказу).

В стандартной комплектации установка поставляется с блоком автоматики БА-6, по желанию заказчика с БА-7 (с окном или без окна).

Шкаф управления выполнен в трёх исполнениях:

Контроллер DL-205 с жидкокристаллическим дисплеем;

Контроллер Z181-04 с четырёхстрочным дисплеем;

Контроллер Z181-04 с жидкокристаллическим дисплеем.

Измерение массовых дебитов скважин по жидкости, нефти, газу и воде (далее по тексту - расходов) производится поочередно для каждой из скважин, подключаемых гидравлическим переключателем ПСМ к входу в сепаратор (см. схему технологическую).

Нефтегазовая смесь (далее по тексту - смесь), по измерительной линии поступает в сепарационную емкость (ЕС), где жидкость отделяется от газа и под действием силы тяжести стекает по лоткам в измерительную камеру ИК, служащую для измерения ее плотности и расходов компонент смеси.

Подъем уровня (h) жидкости в ИК происходит при закрытом клапане КПЭ* (по газу) до момента t4 (см. временную диаграмму измерения). В момент t4 система управления (СУ) подает команду "открыть клапан" (ОК) и после ее исполнения в момент t5 уровень h начинает понижаться вследствие роста давления в сепараторе (Рс). В момент t8 вытеснение жидкости из ИК заканчивается.

Далее после истечения заданного интервала tс (время стабилизации гидродинамического режима) в момент t10 СУ подает команду "закрыть клапан" (ЗК) и после ее исполнения в момент t11 вновь начинается подъем уровня в ИК. Таким образом, действие установки основано на периодическом наполнении и опорожнении ИК за счет энергии сжатого газа.

а) величина tи1 - время первого измерения (по таймеру СУ).

б) перепад давления (Р13 - Р12) по сигналу с датчика ДГ1, соответствующий приросту уровня на фиксированную величину Н.

По измеренным значениям перепадов и tИ1 вычисляются значения массовых расходов: жидкости Gж, нефти Gн и воды Gв**

На интервале t6 и t7 измеряются значения давления в сепараторе PC6 и PC7 в моменты времени t6 и t7 соответственно и само значение времени tИ2, по которым рассчитывается расход газа.

* КПЭ - клапан переключающий. В положении "Открыт" - открыта линия истечения жидкости из измерительной камеры, закрыта линия истечения газа из сепарационной емкости.

** В расчетах используются исходные данные о плотности нефти, воды и газа, а также значение объема измерительной камеры, которые заносятся в энергонезависимую память контроллера.

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.

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.

Рисунок 17. Вертикальный цилиндрический резервуар

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница; 5 - днище

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);

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

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

Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 36930-08

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК (далее - комплекс АПК) предназначен для обеспечения поверки установок измерительных групповых автоматизированных "Электрон" (далее - установки УИГА) при выпуске из производства и после ремонта в ОАО "Опытный завод "Электрон"

Вид климатического исполнения комплекса - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50°С.

Степень защиты по ГОСТ 14254-96 - IP20.

Комплекс АПК является прочным к воздействию вибрации и имеет группу исполнения L3 по ГОСТ 12997-84.

ОПИСАНИЕ

Принцип действия комплекса АПК основан на преобразовании токовых и числоимпульсных сигналов рабочих эталонов и средств измерений в цифровой код и, на основании известных зависимостей, вычислении и отображении на дисплее компьютера комплекса АПК необходимой измерительной информации и погрешностей измерения измеряемых величин.

Комплекс АПК устанавливается в отапливаемом помещении и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50 °С.

Конструктивно комплекс АПК представляет собой комплект из контроллера технологического (далее - КТ) и персонального компьютера Intel Celeron или аналогичного (далее - ПК), оснащенного программой "Unior".

КТ содержит микропроцессорный комплекс, который производит вычислительные операции, предусмотренные техническим заданием и методикой поверки, и выдачу необходимой информации на ПК.

Комплекс АПК обеспечивает измерение, вычисление и передачу в устройство верхнего уровня необходимой измерительной информации, предусмотренной методикой поверки установки УИГА и формируемой электронной схемой согласно программе "Unior".

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Комплекс АПК обеспечивает выполнение следующих функций:

Определение вместимости и погрешности определения вместимости сепарационной емкости установки УИГА;

Отображение вычисленных значений на дисплее ПК и выдача на внешний интерфейс по запросу оператора.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при преобразовании токовых сигналов ± О, 03 %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекса АПК при измерении числа импульсов ± 1 имп.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении вместимости ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении МжиОж ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении VrnQr ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при измерении времени ± 0,01 %.

Питание должно осуществляться от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и напряжением (220 ± 44) В.

Потребляемая КТ мощность должна быть не более 50 В-А.

Средний срок службы не менее 10 лет.

ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИНА

Знак утверждения типа наносится на титульный лист РЭ комплекса АПК типографским способом.

КОМПЛЕКТНОСТЬ

В состав комплекса АПК входят:

контроллер технологический, шт.

персональный компьютер, компл.

руководство по эксплуатации комплекса АПК, экз.

Unior. АГЗУ "Электрон". Руководство оператора.

методика поверки комплекса АПК, экз.

ПОВЕРКА

Поверка комплекса АПК производится в соответствии с документом по поверке: "Инструкция геи. Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК. Методика поверки АПК.00.000 ПМ2", утвержденным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.

в перечень основного поверочного оборудования входят:

Калибратор токовой ветви FLUKE 705, относительная погрешность ± 0,02 %;

Генератор импульсов НР33120А;

Счетчик программный реверсивный Ф5007 ТУ 25-1799-75;

Частотомер ЧЗ-63А ЕЯ2.721.039 ТУ. Межповерочный интервал - три года.

НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

2 ТУ 4213-014-00135964-2005. "Установки измерительные групповые автоматизированные "Электрон". Технические условия.

3 АПК.00.000 РЭ. "Комплекс аппаратно-программный поверочный "АПК". Руководство по эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тип средства измерений «Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Место прохождение практики - г.Мегион «Автоматизация и Связь - Сервис»

Время прохождения практики - с 29.06.2015 по 19.07.2015.

Начальник - Курчук Анатолий Владимирович.

Руководитель практики - Бырдин Денис Константинович.

1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ

В рамках программы совершенствования организации управления нефтегазодобывающим производством органы корпоративного управления ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” с октября 2003 года по январь 2004 года, в соответствии с законодательством РФ, приняли решения о преобразовании сервисных подразделений “Мегоиннефтегаза” в дочерние структуры - общества с ограниченной ответственностью. В соответствии с принятыми решениями, “Управление автоматизации и связи” было преобразовано в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”.

Организация оказывает такие сервисные услуги как: монтажно-наладочные работы систем КИПиА объектов нефтепромыслового оборудования, обслуживание и ремонт систем КИПиА, ремонт и поверка измерительных приборов используемых на объектах нефтепромыслов, оказание услуг связи (радиорелейной, УКВ радиосвязи), монтажно-наладочные работы охранно-пожарной сигнализации, а также ее обслуживание, ремонт и обслуживание торгово-холодильного оборудования.

ООО “А и С-Сервис” состоит из 4 структурных единиц (ЦМНТОиМО, ЦАП, ЦОПСиХО и Цех связи) и 8 подразделений:

ЦМНТО и МО (цех монтажа, наладки, технического обслуживания и метрологического обеспечения) - подразделяется на два участка:

– МНУ (монтажно-наладочный участок);

– УТОиМО (участок технического обслуживания и мет-

рологического обеспечения).

ЦАП (цех автоматизации производства).

ЦОПСиТХО (цех охранно-пожарной сигнализации и торгово-холодильного оборудования) подразделяется на два участка:

– УОП (участок охранно-пожарной сигнализации);

– УХО (участок торгово-холодильного оборудования).

Цех связи – подразделяется на три участка и абонентскую группу:

– Участок радиорелейной связи;

– Участок УКВ связи;

– Участок станционного оборудования.

1.1 Монтажно-наладочный участок

Монтажно-наладочный участок (МНУ) является подразделением ЦМНТО и МО в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”. На участке работает 21 человек: начальник участка, мастер КАиТ, ведущий инженер, инженер 1 категории по наладке и испытаниям, техник по учету и 16 слесарей по КИПиА 5-8 разрядов.

Основными функциями этого участка являются монтажно-наладочные работы и ремонт систем КИПиА объектов нефтедобычи и вывод данных на АСУ и ТП. В настоящее время проводятся такие работы как:

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа “Спутник”, “Электрон”, “Мера”, “ОЗНА”.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок дозирования химреагента (УДХ).

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА КНС и ДНС, а также факельного хозяйства.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок депарафинизации скважин УДС.

ремонт систем и повторная наладка систем КИПиА по программе капитального ремонта кустовых площадок в связи с их изношенностью по причине долгой эксплуатации (более 15 лет).