Установки вимірювальні групові автоматизовані «Електрон» (далі - установки) призначені для вимірювань автоматизованих маси і масових витрат рідкої фази сирої нафти (далі - сирої нафти), сирої нафти без урахування води і зведеного до стандартних умов об'єму та об'ємної витрати вільного нафтового газу, а також передачі даних про результати вимірювань і індикації роботи на диспетчерський пункт нафтового промислу в умовах помірного або помірно-холодного клімату.

опис

Принцип дії установок заснований на використанні непрямого гідростатичного методу вимірювання маси сирої нафти і методу, який дозволяє по виміряним значенням тиску Р, обсягу V і температури Т вимірюваного середовища обчислити об'ємну витрату вільного нафтового газу кожної з нафтових свердловин, що підключаються до сепарації-ційної ємності установки. Маса сирої нафти без урахування води, в залежності від виконання установки, може бути визначена як із застосуванням даних про обводнення сирої нафти, отриманих від встановленого влагомера, так і на підставі внесених в контролер даних про щільність нафти і пластової води в стандартних умовах.

Основним вузлом установок є сепарації ємність (далі - ЄС) з вимірювальною камерою (далі - ІК), обладнаної трьома датчиками гідростатичного тиску EJA210A виробництва Yokogawa Electric Corporation, за сигналами яких вимірюється час заповнення ІК рідкою фазою потоку продукції свердловини, і обчислюються значення масової витрати сирої нафти, сирої нафти без урахування води. Також вимірюється час випорожнення ІК і заповнення газоподібної фазою потоку і обчислюється значення об'ємної витрати вільного нафтового газу, зведеного до стандартних умов. Для обліку зміни властивостей робочого середовища, обумовлених підвищеним тиском і змінною температурою всередині ємності сепарационной в результати вимірювань вносяться поправки за показаннями двох датчиків температури ТСМУ 9418 і двох датчиків надлишкового тиску EJA530A виробництва Yokogawa Electric Corporation. Для визначення маси та масової витрати сирої нафти без урахування води можуть використовуватися показання вологоміра нафти поточного ПВН-615.001, необхідність якого визначається замовленням. Процес вимірювання управляється за допомогою контролера, а результати вимірювань, накопичуючись в його пам'яті, видаються на дисплей пристрою візуалізації і на диспетчерський пункт нафтопромислу (далі - ДП).

Допускається застосовувати інші первинні перетворювачі, які мають характеристики не гірше зазначених. Допускається виготовляти установки без влагомера сирої нафти. При цьому маса сирої нафти без урахування води визначається на підставі внесених в контролер даних про щільність нафти і пластової води в стандартних умовах.

Установки складаються з двох блоків: блоку технологічного (далі - БТ) і блоку автоматики (далі - БА), і можуть підключати на вимір, в залежності від виконання, від однієї до чотирнадцяти нафтових свердловин.

Установки випускаються в двох модифікаціях «Електрон-Х-400» і «Електрон-Х-1500» (де Х - кількість підключаються свердловин), що відрізняються діапазонами вимірювань масової витрати сирої нафти та об'ємної витрати вільного нафтового газу.

В БТ розташовані:

Сепаратор, службовець для відділення попутного газу від рідини (водонефтяной суміші) в ЄС з ІК і вимірювання витрати сирої нафти і вільного нафтового газу при поперемінному заповненні і спорожнення ІК. Процес заповнення ІК контролює клапан перемикання з електроприводом (далі - КПЕ), що забезпечує циклічний режим вимірювання шляхом почергового перекривання замикаючим елементом магістралей скидання газу або рідини з ЄС в колектор;

Розподільний пристрій (надалі - РУ), що служить для забезпечення черговості вимірювання продукції підключаються до установки нафтових свердловин і подальшого об'єднання їх в один колектор за допомогою перемикача свердловин багатоходового (далі -ПСМ). Наявність РУ визначається виконанням установки;

Технологічне обладнання, системи опалення, освітлення, сигналізації, вентиляції, вибухозахисту.

В БА розташовані:

Силовий шафа, який здійснює харчування електричних ланцюгів установки;

Апаратурний шафу, що служить для розміщення контролера управління установкою (далі - КУ);

Системи опалення, освітлення, сигналізації.

Програмне забезпечення

Програмне забезпечення складається з вбудованого «electron5165.dat» для контролера. Метрологічно значна частина в окремий блок не виділяється.

Доступ до пам'яті контролера захищений паролем.

Контролер має режим роботи, при якому неможливі зміни вбудованого ПЗ. Для модифікації програмного забезпечення необхідний спеціальний завантажувальний кабель і програмне забезпечення. Доступ до модифікації ПО захищений паролем, який встановлюється на заводі. Зберігання пароля здійснюється в машинних кодах. Захист результатів вимірювань від навмисних змін полягає в трьохрівневому управлінні доступом, кожен з рівнів має власний пароль.

Ідентифікаційні дані визначаються за допомогою персонального комп'ютера розробника, підключеного через послідовний інтерфейс спеціальним кабелем, середовища розробника DirectSoft (створюється образ ПО і файли переносяться на персональний комп'ютер) і програми для розрахунку контрольної суми.

Ідентифікаційні дані програмного забезпечення

Найменування програмного забезпечення	Ідентифікаційне найменування програмного забезпечення	Номер версії (иденти-Фіка-ційний номер) програмного забезпечення	Цифровий іден-тіфіка-тор про-грам-багато забезпе-чення (кон-контрольна суммму виконуваного коду)	Алгоритм обчислення цифрового ідентифікатора програмного забезпечення
Система управління	electron5165.dat
установкою вимірювальної груповий автоматизованої на базі контролера DirectLogic 205
Система управління установкою вимірювальної груповий автоматизованої на базі контролера Z181-04

Рівень захисту програмного забезпечення від ненавмисних і навмисних змін З по МІ 3286-2010.

Технічні характеристики

Найменування параметру	Типорозмір
	Електрон-Х-400	Електрон-Х-1500
Вимірюється середовище - суміш сирої нафти і вільно
го нафтового газу з параметрами:
Надмірний тиск, МПа	від 0,1 до 4,0
Температура, в залежності від виконання, ° С	від мінус 5 до + 90
Щільність сирої нафти, кг / м3	від 700 до 1350
Кінематична в'язкість сирої нафти, м2 / с	від 1-10-6 до 1,510-4
Обводненість W,%
Діапазон вимірів:
масової витрати сирої нафти, т / добу (т / год)		від 7 до 1500
	(Від 0,083 до 16,7)	(Від 0,29 до 62,5)
об'ємної витрати попутного нафтового газу в ра
чих умовах, м3 / добу	від 1,6 до 3 000	від 5,5 до 10 000
	(Від 0,067 до 125)	(Від 0,23 до 416,7)
Межі відносної похибки
вимірювання,%:
Об'ємної витрати попутного нафтового газу,
зведеного до стандартних умов
Масової витрати сирої нафти
Масової витрати сирої нафти без урахування води
від 0% до 70%
св. 70% до 95%
св. 95% до 98%

Найменування параметру	Типорозмір
	Електрон-Х-400	Електрон-Х-1500
Межі відносної похибки вимірювання,%: Обсягу попутного нафтового газу, зведеного до стандартних умов Маси сирої нафти Маси сирої нафти без урахування води при вмісті води (в об'ємних частках): від 0% до 70% св. 70% до 95% св. 95% до 98% св. 98%	± 6 ± 15 ± 30 межа допустимої відносної похибки встановлюють в методиці вимірювань, атестованою в установленому порядку
Параметри електричного живлення: змінний струм: - напругою - частотою, Гц	380/220 В ± 20% 50 ± 1
Споживана потужність, кВ А, не більше
Габаритні розміри БТ, мм, не більше:
Габаритні розміри БА, мм, не більше:	2500x3100x2800 **
Маса, кг, не більше:	6500, 7000* 3000, 1500***	12000, 20000** 3000, 1500***
Відносна вологість навколишнього повітря,%
Термін служби, років, не менше
Кліматичне виконання по ГОСТ 15150-69	У1 *** або УХЛ1
Клас вибухонебезпечної зони всередині БТ за класифікацією «Правил улаштування електроустановок»
Температурний клас електрообладнання за класифікацією ГОСТ Р 51330.0-99	Т3, група - II А
* При кількості підключаються свердловин 14 ** При кількості підключаються свердловин 1 *** За погодженням із замовником

Знак затвердження типу

наноситься на титульний лист експлуатаційної документації установки друкарським способом і на таблички блоку технологічного і блоку автоматики шелкографией або методом аплікації.

комплектність

повірка

здійснюється по документу «Метрологія. Установки вимірювальні групові автоматизовані «Електрон, Методика повірки. 760.00.00.000 МП », затвердженої ФБУ« Тюменський ЦСМ », 25 вересня 2011 р

У перелік основного повірочного обладнання входять:

а) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 25-8-МП, витрата від 0,8 до 8,0 м3 / год; межа допустимої відносної похибки ± 0,5%;

б) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 50-30-МП, витрата від 3 до 30 м3 / год, межа допустимої відносної похибки ± 0,5%;

в) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 100-200-МП, витрата від 50 до 200 м3 / ч, межа допустимої відносної похибки ± 0,5%;

г) установка повірочна газова УГН-1500, витрата від 2 до 1500 м3 / ч, межа допустимої основної відносної похибки відтворення витрати газу ± 0,33%, межа допустимої абсолютної похибки вимірювання температури ± 0,5К;

д) мірники еталонні 2-го розряду типу М2р ГОСТ 8.400-80, місткість 10 і 200 дм, межа допустимої відносної похибки ± 0,1%;

е) колба мірна 2 класу точності по ГОСТ 1770-74 місткість 1000 або 2000 см;

ж) ареометр АОН-1, діапазон виміру від 940 до 1000 кг / м3, ціна ділення ± 1,0 кг / м3;

з) частотомер електронно-лічильний Ч3-57, 10 імп .; ± 1 імп .; 10 ... 100 с;

і) міліамперметр Е 535, діапазон виміру (4 - 20) мА, приведена похибка ± 0,5%.

Відомості про методи вимірювань

«Рекомендація Метрологія. Кількість нафти і нафтового газу нафтовидобувної свердловини. Методика вимірювань маси сирої нафти, маси і об'єму нафтового газу по дискретним вимірам, виконуваних установками вимірювальними груповими автоматизованими «Електрон» гидростатическим методом вимірювання маси рідини і методом P, V, T для вимірювання об'єму газу ». Розроблено та атестована 30.12.2010 р ФГУП «ВНІІР», м Казань. Реєстраційний номер по Федеральному реєстру методик вимірювання ФР.1.29.2011.10012.

Нормативні та технічні документи, що встановлюють вимоги до установок вимірювальним груповим автоматизованим «Електрон»

1. ГОСТ 2939-63 «Гази. Умови для визначення обсягу ».

2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Електрообладнання вибухозахищене».

3. ГОСТ Р 8.615-2005 «Метрологія Вимірювання кількості витягується з надр нафти і нафтового газу. Загальні метрологічні і технічні вимоги ».

Завдання автоматизації на нафтових промислах: автоматичний захист обладнання в аварійних випадках, контроль технологічного режиму і стану обладнання. Незалежно від способу видобутку свердловини оснащені засобами місцевого контролю тиску на викидний лінії в затрубному просторі.

Автоматизація фонтанних свердловин полягає в автоматичному перекритті викидний лінії отсекателем при перевищенні тиску на 0,5 МПа (через утворення парафіну та пробки) і раптового зниження тиску до 0,15 МПа (наприклад, при пориві трубопроводу).

Автоматизація свердловини, обладнаної заглибним електронасосом, полягає в автоматичному відключенні електродвигуна насосу при аварійних ситуаціях; пуск і зупинку по команді з групової установки і при перервах подачі електроенергії, самозапуск, перекриття викидного колектора при підвищенні і різкому зниженні тиску.

Автоматизація свердловини, обладнаної штанговим насосом, полягає в автоматичному управлінні електродвигуном верстата-качалки в аварійних випадках, відключення електродвигуна по імпульсу від електроконтактного манометра при аварійних ситуаціях і самозапуск верстата-качалки після перерви в подачі електроенергії.

Автоматизовані групові вимірів установки

Автоматизована сепараційні-вимірну установка «Супутник-А» призначена для автоматичного виміру дебіту свердловин, контролю за їх роботою, а також автоматичного блокування колекторів при аварійному стані технологічного процесу. Розрахунковий тиск контролю і блокування становить 1,6 і 4 МПа.

Установка складається з наступних вузлів:

1) багатоходового перемикача свердловин;

2) встановлення вимірювання дебіту;

3) гідроприводу;

4) відсікачів;

5) блоку місцевої автоматизації (БМА).

Продукція свердловин по викидних лініях подається в багатоходової перемикач, який діє як вручну, так і автоматично. Кожному положенню цього перемикача відповідає подача на завмер продукції однієї свердловини. Продукція даної свердловини направляється в газосепаратор, що складається з верхньої та нижньої ємностей. Продукція інших свердловин, минаючи газосепаратор, направляється в збірний колектор.

Нафта з верхньої ємності газосепаратора перетікає в нижню, тут її рівень підвищується, і при певному положенні поплавця закривається заслінка на газовій лінії газосепаратора. Тиск в газосепараторе підвищується, і нафта починає надходити через лічильник-витратомір в збірний колектор. Після цього рівень рідини в нижній ємності знижується, поплавець опускається з відкриттям заслінки газової лінії, після чого процес повторюється. Тривалість цього циклу залежить від дебіту свердловини.

У блоці місцевої автоматизації реєструються накопичуються обсяги рідини, що пройшла через лічильник-витратомір (СР). Наступна свердловина включається на замір по команді з БМА за допомогою гідроприводу.

Установка «Супутник-А» працює за певною (заданою) програмою, при цьому кожна свердловина по черзі включається на завмер на певний час.

Крім установки «Супутник-А», застосовуються установки «Супутник-Б» і «Супутник-В», в деяких з цих установок використовуються автоматичні вологоміри безперервної дії для визначення вмісту води в продукції свердловини, а також для автоматичного вимірювання кількості газу.

Малюнок 15. Схема установки «Супутник-А»

1 - викидні лінії; 2 - спеціальні зворотні клапани; 3 - багатоходової перемикач свердловин; 4 - роторна каретка перемикача; 5 - вимірювальний патрубок; 6 - гідроциклони сепаратор; 7 - заслінка на газовій лінії; 8 - турбінний витратомір; 9 - рівнемір (поплавковий); 10 - гідропривід; 11 - електродвигун; 12 - відсікачі; 13 - збірний колектор; 14 - силовий циліндр.

Автоматизація сепараційних установок і ДНС

Автоматичні сепараційні установки. Газоводонефтяная суміш після вимірювання дебіту на ГЗУ надходить в СУ, де нафта відділяється від газу і частково від води.

У разі перевищення тиску в ємності передбачений запобіжний клапан 2. Схема автоматизації СУ забезпечує автоматичне регулювання рівня нафти в сепараторі, автоматичний захист установки при аварійному підвищенні рівня і тиску в сепараторі, передачу сигналу тривоги на диспетчерський пункт.

Газонафтова суміш після ГЗУ надходить в гідроциклони сепаратор 3. З нижньої сепарационной місткості нафту проходить через фільтр 11 і далі, очищена від механічних домішок, через турбінний витратомір 12 в нафтозбірні колектор. На газовій лінії змонтована камерна діафрагма 5 для вимірювання об'єму відсепарованої газу. У разі перевищення допустимого значення передбачений запобіжний клапан 2.

Рівень в сепараторі регулюється двома механічними регуляторами рівня 7 і 9. Регулятори отримують сигнали від поплавцевих датчиків 6 і 8. Якщо рівень рідини в сепараторі досягне аварійної позначки, поплавковий сигналізатор 10 рівня подасть електричний сигнал на соленоїдний клапан 14, який направить стиснене повітря з осушувача 4 на пневмопривід засувки 13. При цьому буде перекрита лінія, по якій газонафтова суміш надходить на установку.

У разі аварійного перевищення тиску імпульс від електроконтактного манометра 15 впливає на клапан 14, який подасть стиснене повітря на пневмопривід засувки 13, і надходження газонафтової суміші на установку припиниться.

Малюнок 16. Схема блокової сепарационной установки

ДНС. ДНС призначені для внутріпромислових перекачування продукції свердловини. Нафта від ГЗУ надходить в буфер ємності ДНС, потім насосами відкачується в нафтопровід за призначенням. Отсепарирован газ після буфера ємності направляється в Газозбірний систему.

Система контролю і управління ДНС призначена для оперативного обліку, підтримання заданих значень параметрів технологічного процесу і запобігання виникненню аварійних ситуацій.

Блок сепарації:

1) Вимірювання тиску в ємності манометром МП-4.

2) Відображаеться межа значень тисків.

3) Автоматичне регулювання тиску в сепарационной ємності за допомогою клапана відсічення.

4) Автоматичне регулювання рівня рідини в ємності (УС 1500, Сапфір).

5) Відображаеться верхній і нижній аварійні рівні сигналізатором типу СУ.

Блок насосів:

1) Автоматичне регулювання тиску і рівня в буфері ємності (датчик тиску МЗС).

2) Автоматичне управління насосним агрегатом за рівнем в буфері ємності при періодичної відкачування.

3) Автоматичне включення резервного насосного агрегату.

4) Контроль температури підшипників насосних агрегатів і двигуна.

5) Захист електроприводу насосного агрегату від перевантажень і короткого замикання.

6) Вимірювання тисків на прийомі і викиді насосів, автоматичне відключення їх при аварійному зниженні тиску в напірному трубопроводі.

7) Вимірювання струму електродвигуна і напруга кожного насосного агрегату.

8) Автоматичний захист насосного агрегату при перевищенні температури підшипників двигуна і насосів (датчик ПВМ).

9) Сигналізація про загазованості і пожежі в приміщенні.

10) Повідомлення диспетчерського пункту сигналу про спрацювання захистів з розшифрування причин.

Блок дренажної ємності:

1) Автоматичний контроль рівня рідини в ємності.

2) Автоматичне управління занурення насоса за рівнем в ємкості.

3) Сигналізація стану заглибних насосів "On" в операторної.

За общестанціонарним параметрам ДНС:

1) Сигналізація граничних значень тиску на прийомі ДНС.

2) Сигналізація граничних значень тиску на виході ДНС.

3) Сигналізація про загазованості в приміщенні з нефтенасосом.

4) Автоматичне управління вентиляцією.

5) Відключення насосних агрегатів при неприпустимою загазованості.

6) Аварійна сигналізація про пожежу нефтенасосов.

7) Сигналізація про загазованості майданчиків об'єктів на території ДНС.

Технічні засоби для оперативного обліку видобутої продукції

Оперативний облік видобутої нафти по свердловинах здійснюється на підставі даних заміру дебіту свердловин по рідини за допомогою вимірювальних приладів з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу і процентного вмісту води із застосуванням сертифікованого обладнання.

Для вимірювання газоводонефтяной суміші по окремій свердловині застосовуються бессепараціонние і сепараційні методи.

У бессепараціонних використовуються:

1) мультіфазную - дозволяють безпосередньо визначати витрати нафти, води і нафтового газу в потоці;

2) мультіфазную парціальні - поділяють суміш за допомогою міні-сепараторів на нафтовий газ, нафту і воду, потім вимірюють їх витрата безпосередньо в потоці.

Сепараційні методи засновані на поділі в сепараторі суміші, що надходить зі свердловини, на нафтовий газ і рідина. Об'ємна витрата нафтового газу вимірюють лічильником газу, і його значення призводять до стандартних умов. Рідина накопичують в ємності, а час накопичення фіксують, щоб потім обчислити добовий дебіт свердловини по масі.

1) Метод з відстоєм води - рідина витримують в ємності до розшарування на пластову воду і нафту. Потім воду і нафту зливають окремо, вимірюючи їх маси прямим методом динамічних вимірювань. Метод вважається найточнішим, але і самим дорогим і трудомістким, найчастіше використовується на УПН.

2) Пряме вимірювання - масу рідини в ємності вимірюють прямим методом статичних вимірювань або прямим методом динамічних вимірювань при зливі. За допомогою вологоміра при зливі або в лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в сирій нафті, потім обчислюють їх маси.

3) Непрямий метод динамічних вимірювань - обсяг рідини вимірюють за допомогою лічильника обсягу при зливі. За допомогою вологоміра при зливі або в лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в сирій нафті. Щільність нафти і води визначають у лабораторії густиномірами по відібраній пробі, потім обчислюють їх маси з поправками на температуру і тиск. Сюди відносяться АЦЗУ «Супутник» різних модифікацій.

4) Гідростатичний - масу рідини визначають непрямим методом, для чого вимірюють її гідростатичний тиск і обсяг за допомогою заходів місткості. Вологоміром при зливі або в лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в сирій нафті, потім обчислюють їх маси. В останні роки почали з'являтися установки, що працюють за цим принципом: АЦЗУ «Електрон-400» і «Електрон-1500», випущені ВАТ «Дослідний завод« Електрон »(Тюмень).

Технології постійно удосконалюються. Так, в останні роки з'явилися ядерно-магнітні витратоміри для багатофазної середовища, автоматизовані групові трифазні вимірювальні установки та інші новинки.

Нафтопромислові резервуари і їх елементи

Резервуари бувають підземні і наземні. Підземними називають резервуари, у яких найвищий рівень взлива не менше ніж на 0,2 м нижче найнижчої планувальної позначки прилеглої площадки. Решта резервуари відносяться до наземних.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари зі стаціонарною дахом (типу РВС) є найбільш поширеними. Вони являють собою (рис. 17) циліндричний корпус, зварений із сталевих листів розміром 1,5x6 м, товщиною 4 ... 25 мм, зі щитової конічної або сферичної покрівлею. При виготовленні корпусу довга сторона листів розташовується горизонтально. Один горизонтальний ряд зварених між собою листів називається поясом резервуара. Пояси резервуара з'єднуються між собою поступово, телескопически або встик.

Днище резервуару зварне, розташовується на піщаній подушці, обробленої з метою запобігання корозії бітумом, і має ухил від центру до периферії. Цим забезпечується більш повне видалення підтоварної води.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з плаваючою дахом (типу РВСПК) відрізняються від резервуарів типу РВС тим, що вони не мають стаціонарної покрівлі (рис. 18). Роль даху у них виконує диск, виготовлений із сталевих листів, плаваючий на поверхні рідини. Відомі конструкції плаваючих дахів можна звести до чотирьох основних типів: дискова, одношарова з кільцевих коробом, одношарова з кільцевих і центральним коробами, двошаровий. Дискові даху найменш металлоемки, але і найменш надійні, т. к. поява течі в будь-який її частини призводить до заповнення чаші даху нафтою і далі - до її потоплення. Двошарові даху, навпаки, найбільш металомістких, але і найбільш надійні, т. К. Пустотілі короби, що забезпечують плавучість, герметично закриті зверху і розділені перегородками на відсіки.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з понтоном (типу РВСП) - це резервуари, по конструкції аналогічні резервуарів типу РВС (мають стаціонарну дах), але забезпечені плаваючим на поверхні нафти понтоном. Подібно плаваючою даху понтони переміщаються по напрямних трубах, забезпечені опорними стійками і ущільнювальними затворами, ретельно заземлені.

Горизонтальні сталеві циліндричні резервуари (тип РГС) на відміну від вертикальних виготовляють, як правило, на заводі і поставляють в готовому вигляді. Їх обсяг складає від 3 до 100 м 3. На нафтоперекачувальних станціях такі резервуари використовують як ємності дли збору витоків.

Залізобетонні резервуари (типу ЖБР) бувають циліндричні і прямокутні. Перші більш поширені, оскільки економічніше, прямокутні ж резервуари більш прості у виготовленні.

Резервуари типу ЖБР вимагають менших металлозатрат, ніж сталеві. Однак в процесі їх експлуатації виявився ряд недоліків. Перш за все, існуючі конструкції перекриття залізобетонних резервуарів не володіють достатньою герметичністю і не запобігають проникненню парів нафти (нафтопродукту) з резервуара в атмосферу. Інша проблема - боротьба зі спливанням резервуарів при високому рівні грунтових вод. Існують труднощі з ремонтом внутрішнього обладнання залізобетонних резервуарів.

В силу перерахованих і ряду інших причин резервуари типу ЖБР на даний час не споруджуються.

Малюнок 17. Вертикальний циліндричний резервуар

1 - корпус; 2 - щитова покрівля; 3 - центральна стійка; 4 - шахтна сходи; 5 - днище

Малюнок 18. Резервуар з плаваючою дахом

1 - ущільнюючий затвор; 2 - дах; 3 - шарнірна сходи; 4 - запобіжний клапан; 5 - дренажна система; 6 - труба; 7 - стійки; 8 - люк

Забезпечення вимог охорони праці при обслуговуванні установок підготовки нафти, газу і води

Охорона праці - система збереження життя і здоров'я працівників в процесі трудової діяльності, що включає в себе правові, соціально-економічні, організаційно-технічні, санітарно-гігієнічні, лікувально-профілактичні, реабілітаційні та інші заходи.

Витяги з «Правил безпеки при експлуатації установок підготовки нафти на підприємствах нафтової промисловості»:

Всі установки, майстерні, лабораторії та інші об'єкти повинні мати інструкції з техніки безпеки за професіями та видами робіт, що забезпечують безпеку проведення всіх робіт на даній ділянці.

Всі виробничі об'єкти установки повинні бути забезпечені засобами пожежогасіння згідно з переліком, погодженим з місцевими органами пожежного нагляду.

Для кожного газовзривопожароопасного об'єкта повинен бути розроблений план ліквідації аварій відповідно до «Інструкції зі складання планів ліквідації аварій».

Забороняється пуск в експлуатацію нових, а також зазнали реконструкції установок без приймання їх комісією за участю представника служби техніки безпеки підприємства, технічного інспектора профспілки, представників пожежного та санітарного нагляду, органів Держнаглядохоронпраці.

Всі робітники і інженерно-технічні працівники, що надходять на установку або переведені з одного об'єкта на інший, можуть бути допущені до самостійної роботи тільки після проходження ними інструктажу з техніки безпеки, пожежної безпеки і газобезпеки, стажування на робочому місці і перевірки отриманих ними знань комісією. Робітники повинні пройти додатково до цього навчання по професії.

Спецодяг, спецвзуття та запобіжні пристрої повинні видаватися відповідно до встановлених норм.

При роботі в місцях, де можливе збільшення концентрації шкідливих газів і парів вище допустимих санітарних норм, працівники повинні забезпечуватися відповідними протигазами.

Територія та приміщення установки повинні міститися відповідно до вимог «Інструкції по санітарному утриманню промислових підприємств».

Забороняється рух транспорту без іскрогасників по території установки.

На території установки і в виробничих приміщеннях, де можливі опіки працюючих з шкідливими і агресивними речовинами (кислоти, луги і їдкі реагенти), обов'язково пристрій аварійного душа з автоматичним включенням при вступі на майданчик під душовою ріжок, а також фонтанчика для промивання очей з регулюванням подачі води до нього.

Пристрій електрообладнання, включаючи прилади контролю та автоматики, електроінструмент та зварювальні апарати, освітлення на території установки і в виробничих приміщеннях, в резервуарних парках і на інших об'єктах повинні відповідати вимогам СНиП, «Правил улаштування електроустановок» (ПУЕ), «Правил виготовлення вибухозахищеного і рудничного електрообладнання », а експлуатація їх повинна здійснюватися відповідно до« Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів »і« Правилами техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів ».

Виробничі приміщення установок обладнуються опалювальними пристроями і нагрівальними приладами, що відповідають вимогам санітарних і протипожежних норм. Для опалення приміщень повинні застосовуватися централізовані системи, що використовують в якості теплоносія гарячу воду, пар або нагріте повітря.

У всіх вибухо- і пожежонебезпечних приміщеннях вентиляція повинна працювати цілодобово.

На кожній установці і на окремих об'єктах повинні бути санітарно-побутові приміщення відповідно до СНиП.

Всі виробничі об'єкти повинні бути забезпечені водопостачанням і каналізацією згідно СНиП.

Кількість запобіжних клапанів, установка і обслуговування їх повинні відповідати вимогам «Правил будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском» і «Правил безпеки при транспортуванні і зберіганні зріджених нафтових газів», а також «Рекомендацій по установці запобіжних клапанів».

На всіх установках і об'єктах повинні виконуватися вимоги, передбачені «Правилами захисту від статичної електрики виробництв хімічної, нафтохімічної та нафтопереробної промисловості».

Для монтажу, демонтажу та ремонту обладнання і трубопроводів на території установок і в виробничих приміщеннях повинні застосовуватися підйомно-транспортні засоби і механізми, експлуатація яких повинна проводитися відповідно до «Правил будови і безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів».

Усі працюючі з деемульгатора повинні бути проінструктовані щодо заходів предупреджденія отруєння ними і надання необхідної першої долікарської допомоги потерпілим від отруєння.

Персонал, який обслуговує установки, зобов'язаний знати їх схему і призначення всіх апаратів, трубопроводів, арматури, контрольно-вимірювальних приладів і засобів автоматики.

Організація пожежної охорони на підприємстві

Основні вимоги пожежної безпеки. Безпека людей повинна забезпечуватися: планувальними і конструктивними рішеннями шляхів евакуації відповідно до чинних будівельних норм і правил, постійним вмістом шляхів евакуації в належному стані, що забезпечує можливість безпечної евакуації людей у \u200b\u200bразі виникнення пожежі або іншої аварійної ситуації.

Всі виробничі, адміністративні, допоміжні, складські, ремонтні приміщення, а також стоянки і майданчики зберігання автотранспортної техніки повинні бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння (вогнегасники, пожежні щити, установки пожежогасіння тощо), згідно з нормами.

Всі приміщення підприємства повинні бути обладнані знаками пожежної безпеки відповідно до вимог ГОСТ 12.4.026-76 "Кольори сигнальні і знаки безпеки» і покажчиками евакуації.

Спецодяг працюючих повинен своєчасно піддаватися пранні (хімчистці) і ремонту відповідно до встановленого графіка. Промаслена спецодяг підлягає сушці в спеціальному приміщенні.

Автоцистерни, призначені для перевезення легкозаймистих і горючих рідин, повинні зберігатися в окремо розташованих одноповерхових будівлях або на спеціально відведених для цієї мети відкритих майданчиках.

Вимоги до приміщень. У всіх виробничих, адміністративних, складських та допоміжних приміщеннях на видних місцях повинні бути вивішені інструкції про заходи пожежної безпеки, а також плани евакуації працюючих і матеріальних цінностей із зазначенням місць зберігання ключів від усіх приміщень.

У виробничих і адміністративних будівлях повинні бути спеціально відведені місця для куріння, обладнані урнами і ємностями з водою.

У виробничих і адміністративних будівлях забороняється:

Палити в місцях, не передбачених для цієї мети;

Виробляти роботи із застосуванням відкритого вогню в не передбачених для цього місцях;

Користуватися відкритими джерелами вогню для освітлення під час технічних оглядів, проведення ремонтних та інших робіт;

Залишати в автомобілі промаслені обтиральні матеріали і спецодяг після закінчення роботи;

Залишати автомобілі з увімкненим запалюванням;

Використовувати для додаткового обігріву приміщень електронагрівальні прилади з відкритими нагрівальними елементами;

Доручати технічне обслуговування обладнання особам, які не мають відповідної кваліфікації.

Електробезпека. Особи, відповідальні за стан електроустановок (головний електрик, енергетик, працівник відповідної кваліфікації, призначений керівником підприємства або цеху), зобов'язані:

Забезпечувати організацію та своєчасне проведення профілактичних оглядів і планово-попереджувальних ремонтів електрообладнання, апаратури та електромереж, а також своєчасне усунення порушень «Правил улаштування електроустановок», «Правил експлуатації електроустановок споживачів» і «Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів», що можуть призвести до пожеж і загорянь;

Стежити за правильністю вибору і застосування кабелів, електропроводів, двигунів, світильників та іншого електрообладнання залежно від класу пожежовибухонебезпеки приміщень і умов навколишнього середовища;

Систематично контролювати стан апаратів захисту від коротких замикань, перевантажень, внутрішніх і атмосферних перенапруг, а також інших ненормальних режимів роботи;

Стежити за справністю спеціальних установок і засобів, призначених для ліквідації загорянь і пожеж в електроустановках і кабельних приміщеннях;

Організувати систему навчання і інструктажу чергового персоналу з питання пожежної безпеки при експлуатації електроустановок;

Брати участь у розслідуванні випадків пожеж і загорянь від електроустановок, розробляти і здійснювати заходи щодо їх попередження.

У місцях, де можливе утворення статичної електрики, повинні бути передбачені заземлюючих пристроїв.

Аварійне освітлення слід передбачати, якщо відключення робочого освітлення і пов'язане з цим порушення нормального обслуговування обладнання та механізмів може викликати вибух або пожежа.

Несправності в електромережах та електроапаратурі, які можуть викликати іскріння, коротке замикання, сверхдопустімий нагрів ізоляції кабелів і проводів, повинні негайно усуватися черговим персоналом; несправну електромережу слід відключити до приведення її в пожежобезпечний стан.

Забороняється проведення робіт всередині апаратів, де можливе утворення вибухонебезпечних сумішей, в комбінезоні, куртці і інший верхньому одязі з електролізу матеріалів.

Вентиляція. Відповідальність за технічний стан, справність і дотримання вимог пожежної безпеки при експлуатації вентиляційних систем несе головний механік (головний енергетик) підприємства або особи, призначеної керівником підприємства.

У виробничих приміщення, де вентиляційні установки видаляють горючі і вибухонебезпечні речовини, всі металеві повітроводи, трубопроводи, фільтри та інше обладнання витяжних установок повинні бути заземлені.

У приміщеннях, де виділяються легкозаймисті або вибухонебезпечні речовини (пари, гази), дозволяється встановлювати вентиляційні системи (місцеві відсмоктувачі), що виключають можливість іскроутворення.

У разі виникнення пожежі в приміщенні, у вентиляційній камері, в повітроводах або на будь-якій ділянці вентиляційної системи слід негайно вимкнути вентилятори припливних і витяжних систем.

Вимоги до технологічного обладнання та інструменту. Технологічне обладнання, апарати і трубопроводи, в яких знаходяться речовини, що виділяють вибухопожежонебезпечні пари, гази та пил, повинні бути герметичними.

Гарячі поверхні трубопроводів в приміщеннях, де вони викликають небезпеку займання матеріалів або вибуху газів, парів рідин або пилу, повинні ізолюватися негорючими матеріалами для зниження температури поверхні до безпечної величини.

Для контролю за станом повітряного середовища у виробничих і складських приміщеннях, де застосовуються, виробляються або зберігаються речовини і матеріали, здатні утворювати вибухонебезпечні концентрації газів і парів, повинні встановлюватися автоматичні газоаналізатори або повинен здійснюватися періодичний лабораторний аналіз повітряного середовища.

Розміщення технологічного обладнання в підрозділах повинна відповідати проектній документації, з урахуванням вимог технології і забезпечення пожежовибухобезпеки.

Розміщення обладнання і прокладання трубопроводів не повинні знижувати герметичність і межі вогнестійкості протипожежних пріград

Порядок обслуговування установок автоматичного пожежогасіння і автоматичної пожежної сигналізації визначається адміністрацією підприємства. Установки автоматичного пожежогасіння і автоматичної пожежної сигналізації повинні міститися в справному стані.

За пожежними резервуарами, водоймами, водопровідною мережею і гідрантами, насосними станціями, спринклерними і дренчерними установками пожежогасіння повинно бути встановлене постійне технічне спостереження, що забезпечує їх справний стан і постійну готовність до використання в разі пожежі чи загоряння.

Порядок розміщення, обслуговування та застосування вогнегасників і установок пожежогасіння повинен підтримуватися відповідно до інструкцій заводів-виготовлювачів і діючими нормативно-технічними документами.

На ділянці паливної апаратури повинно бути не менше двох вуглекислотних вогнегасники. Вуглекислотні вогнегасники при розміщенні на ділянках повинні охоронятися від нагрівання вище 50 ° С і дії сонячних променів.

Металеві частини пожежного інструменту, щоб уникнути корозії слід періодично очищати і змащувати.

При кожному ящику з піском повинні постійно перебувати дві металеві совкові лопати. Ящики повинні щільно закриватися кришками. На ящиках повинна бути напис «Пісок на випадок пожежі». Пісок в ящиках слід регулярно оглядати. При виявленні зволоження або грудкування його необхідно просушити і просіяти.

Засоби пожежогасіння і пожежний інвентар повинні бути пофарбовані відповідно до вимог ГОСТ 13.4.026-76.

Організація безпеки життєдіяльності в організації

До основних небезпечних факторів відносяться:

Наявність легкозаймистих рідин (нафти) і газів, здатність парів і газів утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші;

Здатність рідких і газоподібних нафтопродуктів надавати отруйну дію на організм людини;

Наявність сірководню в нафтовому газі;

Шкідливий вплив реагентів на шкіру людини, а парів і газів - на органи дихання;

Наявність на підприємстві електрообладнання;

Висока температура;

Високий тиск;

Здатність нафт при своєму русі по трубопроводах утворювати статичну електрику.

Основними умовами забезпечення безпеки є достатня кваліфікація обслуговуючого персоналу, суворе дотримання режимних параметрів процесу, оливо техніки безпеки, пожежної безпеки, дотримання виробничої дисципліни, належне утримання робочих місць, а також дотримання графіка планово-попереджувальних ремонтів, оглядів і випробувань. При виконанні робіт повинні строго виконуватися вимоги:

- «Правил безпеки при експлуатації установок підготовки нафти на підприємствах нафтової промисловості», затверджених Держнаглядохоронпраці СРСР 16 липня 1976, з внесеними в 1987 році змінами;

- «Правил безпеки в нафтовій і газовій промисловості» (РД 08-200-98);

- «Інструкції з безпеки робіт при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, що містять сірководень (до 6% об'ємних)», затвердженої Держнаглядохоронпраці України 21.04.92 року;

- «Правил будови і безпечної експлуатації факельних систем» (ПУ і БЕФ-93) (ПБ 09-12-92), затверджених Держнаглядохоронпраці України 21.04.92 року;

- «Правил улаштування електроустановок» (шосте видання);

Компанія «Реко» здійснює поставки наступних систем «Супутник»: АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500, що застосовуються в системах внутрішньопромислового обліку продукції нафтогазових свердловин.

Супутник АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500

Призначення.

Автоматизовані групові вимірів установки АЦЗУ «Супутник» призначені для:

• вимірювання прямим динамічним способом в періодичному режимі кількості (витрати) сирої нафти, включаючи пластову воду, і попутного нафтового газу, що добуваються з нафтогазових свердловин.
• вимірювання і видачі результатів вимірювань в одиницях об'єму
• обробки результатів вимірювань і передачі їх в систему телемеханіки нафтопромислу
• формування та відпрацювання сигналів «аварія», «блокування» і передачі інформації про них на верхній рівень АСУ ТП нафтопромислу
• управління режимами вимірювання витрат продукції нафтогазових свердловин за сигналами верхнього рівня АСУ ТП нафтопромислу

Застосування.

У системах внутрішньопромислового обліку продукції нафтогазових свердловин.

склад:

Блок технологічний (БТ), блок автоматики (БА).

Блок технологічний, БТ

Призначений для розміщення в ньому технологічного обладнання, первинних приладів КВП, в тому числі сенсорів витратомірів, сигналізаторів і інженерних систем. Виготовляється у вигляді блок-боксу на звареному підставі зі сталевого профілю і огорожі з сендвіч-панелей з базальтовим утеплювачем товщиною не менше 50 мм з скатної дахом. БТ обладнаний двома герметизованими дверима. Підлоги змонтовані з урахуванням можливості збору рідини, що розлилася і відведення її за межі БТ через дренажний патрубок (в дренажний колодязь).

• вентиляції приточно-витяжною з механічним спонуканням і автоматичним двухпороговоговим включенням від сигналів системи контролю загазованості.
• освітлення

Клас вибухонебезпечної зони БТ В-1А
Ступінь вогнестійкості IV

Усе електрообладнання, КВПіА, розміщені в БТ, згідно з вимогами ПУЕ-7, застосовані у виконанні не нижче ніж «підвищена захищеність проти вибуху». Система заземлення TS-N. Силові та сигнальні ланцюги виконані відповідно до вимог ПУЕ-7 і виведені на клемні коробки вибухонебезпечного виконання, розміщені на зовнішній стороні стін біля дверей БТ.

Всі засоби вимірювання, встановлені на АГЗУ Супутник мають: свідоцтво про затвердження типу засобу вимірювань, сертифікат відповідності, дозвіл на застосування на небезпечних виробничих об'єктах, чинне свідоцтво про первинну повірку.

Вся запірно-регулююча арматура застосована у виконанні не нижче Ру 4,0 МПа.

Блок автоматики, БА.

Призначений для розміщення в ньому: шафи силового, шафи КВП і А, вторинних приладів КВП, в тому числі і вторинних приладів витратомірів, обладнання телемеханіки, іншого обладнання, согласно ТЗ. Виготовляється у вигляді блок-боксу на звареному підставі зі сталевого профілю і огорожі з сендвіч-панелей з базальтовим утеплювачем товщиною не менше 50 мм з скатної дахом. БТ обладнаний однією герметизированной дверима.

Конструкцією передбачені системи:

• вентиляції приточно-витяжною з природним спонуканням
• освітлення
• опалення електричного з автоматичною підтримкою температури не нижче +5 0С
• сигналізацій: загазованості, пожежної, несанкціонованого доступу.

Клас вибухонебезпечної зони БА невибухонебезпечна
Ступінь вогнестійкості IV
Категорія з пожежної та вибухопожежної небезпеки А

Пристрій і робота АЦЗУ «Супутник»

Продукція свердловини через клапан зворотний надходить у вузол перемикання свердловин, який складається з засувок подачі продукції свердловин на ПСМ, запірної арматури на байпасну лінію, байпасній лінії, колектора, перемикача свердловин багатоходового, ПСМ, з гідроприводом, вимірювальної лінії. Продукція свердловини, встановленої «на завмер», направляється в сепараційні ємність, продукція інших свердловин направляється через ПСМ в колектор. Сепараційний ємність типу «Супутник» з механічною системою управління рівнем в ємкості (поплавок-важіль), якщо інше не передбачено ТЗ, призначена для поділу фаз продукції свердловин на попутний нафтовий газ (газ) і сиру нафту, включаючи пластову воду (рідина). Відповідно до вимог безпеки і для забезпечення технічного обслуговування сепарації ємність має вихід на лінію аварійного скидання газу. Дренажні лінії забезпечені запірною арматурою. При переході сепарационной ємності в режим зливу рідини, рідина через відкритий регулятор витрати та лічильник-витратомір рідини по рідинної лінії надходить в колектор при цьому відбувається вимірювання витрати рідини. При роботі сепарационной ємності в режимі набору рідини, газ через відкриту газову заслінку і лічильник-витратомір газу з газової лінії надходить в колектор при цьому відбувається вимірювання витрати газу. Перемикання режимів роботи сепарационной ємності відбувається автоматично в результаті роботи газової заслінки і регулятора витрати.

Технічні характеристики

Характеристики	АМ40-8-400 БМ40-8-400	АМ40-10-400 БМ 40-10-400	АМ40-14-400 БМ 40-10-400
Обводненість сирої нафти,%
Ду входу, мм
Ду байпасній лінії, мм
Ду колектора, мм
	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ
	5400х3200х 2700	5900х3200х 2700	6400х3200х 2700
	2100х2000х 2400	5400х3200х 2700	5400х3200х 2700
Маса БТ, кг, не більше
Маса БА, кг, не більше
Можливість подачі хімреагенти в колектор
Виконання БМ має технічні характеристики, аналогічні виконання АМ, відрізняється наявністю ємності для зберігання хімрегентов V \u003d 0,4 м3, насоса-дозатора, напірного трубопроводу з запірною арматурою для подачі хімреагентів в колектор АЦЗУ.

Характеристики
Кількість підключаються свердловин, шт, не більше
Діапазон вимірювань рідини, м3 / добу, не більше
Діапазон вимірювань газу, м3 / добу, не більше
Газовий фактор, м3 / м3, не більше
Робочий тиск, МПа, не більше
Кінематична в'язкість нафти при 20 0С, сСт
Обводненість сирої нафти,%
Зміст парафіну, об'ємне,%, не більше
Вміст сірководню об'ємне,%, не більше
Потужність, кВт, не більше
Зворотний клапан на вході в АЦЗУ в к-ті поставки
Ду входу, мм
Ду запірної арматури на ПСМ, мм
Ду запірної арматури на байпас, мм
Ду арматури технологічних трубопроводів, мм
Ду байпасній лінії, мм
Ду колектора, мм
Лічильник-витратомір рідини в базовій комплектації
Лічильник-витратомір газу в базовій комплектації
Можливість установки влагомера	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ
Габаритні розміри БТ, мм, не більше	6900х3200х 2700	8500х3200х 2700	9000х3200х 2700
Габаритні розміри БА, мм, не більше	2100х2000х 2400	5400х3200х 2700	5400х3200х 2700
Маса БТ, кг, не більше
Маса БА, кг, не більше
Можливість подачі хімреагенти в колектор *	Согласно ТЗ	Согласно ТЗ	Согласно ТЗ
* У разі потреби подачі хімреагентів, АЦЗУ комплектується ємністю для зберігання хімрегентов V \u003d 0,4 м3, насосом-дозатором, напірним трубопроводом з запірною арматурою для подачі хімреагентів в колектор АЦЗУ.

Виріб зареєстрований в Держреєстрі під номером 36930-08

ПРИЗНАЧЕННЯ І ОБЛАСТЬ ЗАСТОСУВАННЯ

Комплекс апаратно-програмний перевірочний АПК (далі - комплекс АПК) призначений для забезпечення повірки установок вимірювальних групових автоматизованих "Електрон" (далі - установки Віган) при випуску з виробництва і після ремонту в ВАТ "Дослідний завод" Електрон "

Вид кліматичного виконання комплексу - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, але для температури навколишнього повітря від плюс 5 до плюс 50 ° С.

Ступінь захисту по ГОСТ 14254-96 - IP20.

Комплекс АПК є міцним до впливу вібрації і має групу виконання L3 по ГОСТ 12997-84.

ОПИС

Принцип дії комплексу АПК заснований на перетворенні струмових і числоїмпульснимі сигналів робочих еталонів і засобів вимірювань в цифровий код і, на підставі відомих залежностей, обчисленні і відображенні на дисплеї комп'ютера комплексу АПК необхідної вимірювальної інформації і похибок вимірювання вимірюваних величин.

Комплекс АПК встановлюється в опалювальному приміщенні і забезпечує збір і обробку необхідної інформації при температурі навколишнього повітря від плюс 5 до плюс 50 ° С.

Конструктивно комплекс АПК являє собою комплект з контролера технологічного (далі - КТ) і персонального комп'ютера Intel Celeron або аналогічного (далі - ПК), оснащеного програмою "Unior".

КТ містить мікропроцесорний комплекс, який виробляє обчислювальні операції, передбачені технічним завданням та методикою повірки, і видачу необхідної інформації на ПК.

Комплекс АПК забезпечує вимір, обчислення і передачу в пристрій верхнього рівня необхідної вимірювальної інформації, передбаченої методикою повірки установки Віган і формованої електронною схемою згідно з програмою "Unior".

Основні технічні характеристики

Комплекс АПК забезпечує виконання таких функцій:

Визначення місткості і похибки визначення місткості сепарационной ємності установки Віган;

Відображення обчислених значень на дисплеї ПК і видача на зовнішній інтерфейс за запитом оператора.

Межі відносної похибки комплексу АПК при перетворенні струмових сигналів ± О, 03%.

Межі абсолютної похибки комплексу АПК при вимірюванні числа імпульсів ± 1 імп.

Межі відносної похибки комплексу АПК при обчисленні місткості ± 0,1%.

Межі відносної похибки комплексу АПК при обчисленні МжіОж ± 0,1%.

Межі відносної похибки комплексу АПК при обчисленні VrnQr ± 0,1%.

Межі відносної похибки комплексу АПК при вимірюванні часу ± 0,01%.

Харчування має здійснюватися від мережі змінного струму частотою (50 ± 2) Гц і напругою (220 ± 44) В.

Споживана КТ потужність повинна бути не більше 50 В-А.

Середній термін служби не менше 10 років.

ЗНАК ЗАТВЕРДЖЕННЯ ТІНА

Знак затвердження типу наноситься на титульний лист РЕ комплексу АПК друкарським способом.

КОМПЛЕКТНІСТЬ

До складу комплексу АПК входять:

контролер технологічний, шт.

персональний комп'ютер та ком.

керівництво по експлуатації комплексу АПК, прим.

Unior. АЦЗУ "Електрон". Керівництво оператора.

методика повірки комплексу АПК, прим.

ПОВІРКА

Повірка комплексу АПК виробляється відповідно до документа з повірки: "Інструкція геї. Комплекс апаратно-програмний перевірочний АПК. Методика повірки АПК.00.000 ПМ2", затвердженим ГЦИ СІ ФГУ "Тюменський ЦСМ" в липні 2007 р

до переліку основного повірочного обладнання входять:

Калібратор струмового гілки FLUKE 705, відносна похибка ± 0,02%;

Генератор імпульсів НР33120А;

Лічильник програмний реверсивний Ф5007 ТУ 25-1799-75;

Частотомір ЧЗ-63А ЕЯ2.721.039 ТУ. Міжповірочний інтервал - три роки.

НОРМАТИВНІ ТА ТЕХНІЧНІ ДОКУМЕНТИ

1 ГОСТ 8.615-2005 «Метрологія. Вимірювання кількості витягується з надр нафти і нафтового газу. Загальні метрологічні і технічні вимоги »

2 ТУ 4213-014-00135964-2005. "Установки вимірювальні групові автоматизовані" Електрон ". Технічні умови.

3 АПК.00.000 РЕ. "Комплекс апаратно-програмний перевірочний" АПК ". Керівництво по експлуатації.

ВИСНОВОК

Тип засобу вимірювань «Комплекс апаратно-програмний перевірочний АПК» затверджений з технічними і метрологічними характеристиками, наведеними в цьому описі типу, метрологічно забезпечений при випуску з виробництва і в експлуатації згідно з державною повірочної схемою.

Установка призначена для вимірювання витрат компонент продукції нафтових свердловин (масових витрат нафти, води та об'ємної витрати попутного газу, зведеного до стандартних умов), передачі даних про результати вимірювань і індикації роботи на диспетчерський пункт нафтового промислу (далі - ДП) в умовах помірно холодного клімату . Складається з приміщення технологічного (ПТ) і блоку автоматики (БА).

Свідоцтво про затвердження типу засобів вимірювальної техніки RU.C29.024.A №46671, зареєстрований в Державному реєстрі засобів вимірювальної техніки під № 24759-12 і допущений до застосування в Російській Федерації.

Сертифікат № 10873 про визнання затвердження типу засобів вимірювальної техніки, зареєстрований в Реєстрі державної системи забезпечення єдності вимірювань Республіки Казахстан за № KZ.02.03.06058-2014 / 24759-12 і допущений до імпорту в Республіку Казахстан.

Міжповірочний інтервал - 5 років.

Основні технічні характеристики

параметри	Електрон-400	Електрон-1500
Кількість підключаються свердловин, шт.	1, 8, 10, 14
Діапазон вимірювань витрати: рідини	від 2 до 400 т / добу; від 40 до 80000 м 3 / сут	від 7 до 1500 т / добу від 140 до 300000 м3 / добу
Межі відносної похибки виміру: об'ємної витрати газу, приведеного до СУ масової витрати рідини масової витрати нафти (води) при вмісті води в рідині: 0% 70% 95% обводнення при вмісті води в рідини: 0% 70% 95%	& Plusmn 5% & Plusmn 2,5% & Plusmn 6 (& plusmn 5) & Plusmn 15 (& plusmn 4) & Plusmn 30 (± 3) & Plusmn 2,0 & Plusmn 0,7 & Plusmn 0,5
Тиск робочого середовища, не більше	4,0 МПа
Щільність робочого середовища	від 700 до 1050 кг / м 3
Кінематична в'язкість рідини	від 1 & middot 10 -6 до 1,5 & middot 10 -4 м 2 / с
Температура робочого середовища	від +5 до + 90 ° С
Живлення - мережа змінного струму 50 Гц напругою	380/220 В
Споживана потужність не більше	15 кВт
Архівація і зберігання даних в пам'яті контролера, не менше	1000 записів
Довжина лінії зв'язку між приміщенням технологічним і блоком автоматики	до 200 м
Середній термін служби, не менше	10 років
Гарантійний строк з дня введення в експлуатацію (але не більше 18 місяців з дня відвантаження з заводу-виготовлювача)	12 місяців
Клас вибухонебезпечної зони всередині приміщення технологічного, за класифікацією ПУЕ	По-1а
Габаритні розміри ПТ, мм, не більше:	5000х3200х3400	7000х3200х3400 7000х6300х3400
Габаритні розміри БА, мм, не більше:	3400х3100х2800 2500х3100х2800	3400х3100х2800 2500х3100х2800

ПРИНЦИП РОБОТИ

Установки випускаються в двох модифікаціях «Електрон-400» і «Електрон-1500», що відрізняються діапазонами вимірювань масової витрати рідини та об'ємної витрати газу. Установка реалізує непрямий метод вимірювання маси нафти і нафтопродуктів, заснований на гідростатичному принципі, відповідно до ГОСТ Р 8.595-2002 «Метрологія. Маса нафти і нафтопродуктів. Загальні вимоги до методик виконання вимірювань ». Замір проводиться в динамічному режимі шляхом контролю:

Часу циклічного поперемінного заповнення тарованого обсягу судини водонефтяной сумішшю і газом (визначається витрата компонент продукції свердловини),

Показників датчиків гідростатичного тиску і температури (обчислюється витрата і здійснюється управління процесом виміру).

Установка забезпечує виконання таких функцій:

Почергове вимірювання маси і масових витрат рідини, нафти, води, обводнення, а також зведеного до стандартних умов об'ємної витрати газу нафтових свердловин відповідно до ГОСТ Р 8.615-2005 «Вимірювання кількості витягується з надр нафти і нафтового газу»;

Автоматичне і ручне управління процесом вимірювання, в тому числі управління по протоколу Modbus через порт RS-232 / RS-485;

Обчислення, відображення на дисплеї контролера управління установкою, архівування в незалежній пам'яті і видача за запитом оператора на диспетчерський пункт наступного вимірювальної інформації: поточні показники датчиків, тимчасові показники кожного одиничного виміру, значення масової витрати рідини, нафти, води, обводнення і зведеного до стандартних умов об'ємної витрати газу по кожній підключається свердловині (як за одиничними вимірам, так і загального усередненого значення); значення маси рідини, нафти, води і обсягу газу, зведеного до стандартних умов за кожною підключається свердловині;

Автоматичне запам'ятовування, архівування, зберігання, відображення на дисплеї контролера управління та передача на диспетчерський пункт за запитом оператора наступної сигнальної інформації: аварійні сигнали, інформацію про поточний стан установки або її окремих елементів;

Автоматизоване управління: системою опалення ПТ та БА; включенням вентилятора при 10% -му нижньому концентраційному межі займання (далі НКМЗ); відключенням всіх струмоприймачів в ПТ та включенням місцевої світловою та звуковою сигналізацією при 50% -му НКМЗ; відключенням всіх струмоприймачів ПТ та БА з витримкою часу для передачі аварійного сигналу на ДП при виникненні пожежі;

Ручне керування освітленням та вентилятором біля входу в ПВ.

Можливе проведення заміру в разі відсутності електроенергії за допомогою електроприводу з ручним дублером і мірної лінійкою (по додатковому замовленню).

У стандартній комплектації установка поставляється з блоком автоматики БА-6, за бажанням замовника з БА-7 (з вікном або без вікна).

Шафа управління виконаний в трьох виконаннях:

Контролер DL-205 з рідкокристалічним дисплеєм;

Контролер Z181-04 з четирёхстрочним дисплеєм;

Контролер Z181-04 з рідкокристалічним дисплеєм.

Вимірювання масових дебітів свердловин по рідини, нафти, газу і води (далі по тексту - витрат) проводиться по черзі для кожної із свердловин, що підключаються гідравлічним перемикачем ПСМ до входу в сепаратор (див. Схему технологічну).

Нафтогазова суміш (далі по тексту - суміш), по вимірювальної лінії надходить в сепараційні ємність (ЄС), де рідина відділяється від газу і під дією сили тяжіння стікає по лотках у вимірювальну камеру ІК, що служить для вимірювання її щільності і витрат компонент суміші.

Підйом рівня (h) рідини в ІК відбувається при закритому клапані КПЕ * (щодо газу) до моменту t4 (див. Тимчасову діаграму вимірювання). У момент t4 система управління (СУ) подає команду "відкрити клапан" (ОК) і після її виконання в момент t5 рівень h починає знижуватися внаслідок зростання тиску в сепараторі (Рс). У момент t8 витіснення рідини з ІК закінчується.

Далі після закінчення заданого інтервалу tс (час стабілізації гідродинамічного режиму) в момент t10 СУ подає команду "закрити клапан" (ЗК) і після її виконання в момент t11 знову починається підйом рівня в ІК. Таким чином, дія установки засноване на періодичному наповненні і спорожненні ІК за рахунок енергії стисненого газу.

а) величина tі1 - час першого вимірювання (по таймеру СУ).

б) перепад тиску (Р13 - Р12) за сигналом з датчика ДГ1, відповідний приросту рівня на фіксовану величину Н.

За виміряним значенням перепадів і tІ1 обчислюються значення масових витрат: рідини Gж, нафти Gн і води Gв **

На інтервалі t6 і t7 \u200b\u200bвимірюються значення тиску в сепараторі PC6 і PC7 в моменти часу t6 і t7 \u200b\u200bвідповідно і саме значення часу tІ2, за якими розраховується витрата газу.

* КПЕ - клапан перемикання. У положенні "Відкрито" - відкрита лінія витікання рідини з вимірювальної камери, закрита лінія витікання газу з сепарационной ємності.

** У розрахунках використовуються вихідні дані про щільність нафти, води і газу, а також значення обсягу вимірювальної камери, які заносяться в незалежну пам'ять контролера.

ДОКУМЕНТАЦІЯ