Las unidades de medición automáticas del grupo "Electron" (en lo sucesivo, las unidades) están diseñadas para medir caudales másicos y másicos automatizados de la fase líquida del petróleo crudo (en lo sucesivo, el petróleo crudo), petróleo crudo excluyendo el agua y el volumen y volumétrico caudal de gas de petróleo libre reducido a condiciones estándar, así como transmisión de datos sobre los resultados de mediciones e indicación de trabajo al centro de control del campo petrolero en un clima templado o moderadamente frío.

Descripción

El principio de funcionamiento de las instalaciones se basa en el uso de un método hidrostático indirecto para medir la masa de petróleo crudo y un método que permite, utilizando los valores medidos de presión P, volumen V y temperatura T del medio medido, calcular el caudal volumétrico de gas de petróleo libre de cada uno de los pozos de petróleo conectados al tanque de separación de la instalación. La masa de petróleo crudo excluida el agua, según el diseño de la instalación, se puede determinar utilizando los datos sobre el corte de agua del petróleo crudo obtenidos del medidor de humedad instalado y en función de los datos ingresados ​​​​en el controlador sobre la densidad del petróleo y agua de formación en condiciones estándar.

La unidad principal de las instalaciones es un tanque de separación (en adelante, EC) con una cámara de medición (en adelante, MC) equipado con tres sensores de presión hidrostática EJA210A fabricados por Yokogawa Electric Corporation, cuyas señales miden el tiempo de llenado. el MC con la fase líquida del flujo de producción del pozo, y calcule los valores de la tasa de flujo másico de petróleo crudo, petróleo crudo excluyendo el agua. También se mide el tiempo de vaciado del IC y llenado del caudal con la fase gaseosa, y se calcula el valor del caudal volumétrico de gas de petróleo libre, reducido a condiciones estándar. Para tener en cuenta los cambios en las propiedades del medio de trabajo debido a la alta presión y la temperatura cambiante dentro del recipiente de separación, los resultados de la medición se corrigen según las lecturas de dos sensores de temperatura TSMU 9418 y dos sensores de presión EJA530A fabricados por Yokogawa Electric Corporation. Para determinar la tasa de flujo másico y másico del petróleo crudo, excluida el agua, se pueden usar las lecturas del medidor de humedad de aceite en línea PVN-615.001, cuya necesidad está determinada por el pedido. El proceso de medición es controlado por el controlador, y los resultados de la medición, acumulados en su memoria, se muestran en la pantalla del dispositivo de visualización y en la estación de control del campo petrolero (en lo sucesivo, DP).

Se permite el uso de otros convertidores primarios con características no peores que las indicadas. Se permite fabricar unidades sin medidor de humedad de crudo. Al mismo tiempo, la masa de petróleo crudo, excluida el agua, se determina en función de los datos sobre la densidad del petróleo y el agua de formación ingresados ​​​​en el controlador en condiciones estándar.

Las instalaciones constan de dos bloques: un bloque tecnológico (en adelante - BT) y un bloque de automatización (en adelante - BA), y pueden conectarse para medición, según la versión, de uno a catorce pozos petroleros.

Las unidades se producen en dos modificaciones "Electron-X-400" y "Electron-X-1500" (donde X es el número de pozos conectados), que difieren en los rangos de medición del caudal másico de petróleo crudo y el volumétrico caudal de gas de petróleo libre.

BT tiene:

Un separador utilizado para separar el gas asociado de un líquido (mezcla de agua y aceite) en el EC con IC y medir el flujo de petróleo crudo y gas de petróleo libre durante el llenado y vaciado alternado del IC. El proceso de llenado del MC está controlado por una válvula de conmutación con accionamiento eléctrico (en adelante, el KPI), que proporciona un modo de medición cíclica al bloquear sucesivamente las líneas de descarga de gas o líquido desde la UE hasta el colector con un elemento de bloqueo. ;

Dispositivo de conmutación (en adelante, RU), que sirve para garantizar la secuencia de medición de la producción de pozos de petróleo conectados a la instalación y su posterior combinación en un colector utilizando un interruptor de pozo de múltiples vías (en adelante, PSM). La presencia de la aparamenta está determinada por el diseño de la instalación;

Equipamiento tecnológico, calefacción, iluminación, alarma, ventilación, sistemas de protección contra explosiones.

BA tiene:

Armario de potencia que alimenta los circuitos eléctricos de la instalación;

Gabinete de equipos que sirve para alojar el controlador de control de la instalación (en adelante, CU);

Calefacción, iluminación, sistemas de alarma.

Software

El software consta del firmware "electron5165.dat" para el controlador. La parte metrológicamente significativa no se asigna en un bloque separado.

El acceso a la memoria del controlador está protegido por contraseña.

El controlador tiene un modo de funcionamiento en el que no es posible realizar cambios en el firmware. Para modificar el software, se requiere un cable de descarga especial y un software. El acceso a la modificación del software está protegido por una contraseña configurada de fábrica. La contraseña se almacena en códigos de máquina. La protección de los resultados de medición de cambios intencionales consiste en un control de acceso de tres niveles, cada nivel tiene su propia contraseña.

Los datos de identificación se determinan utilizando la computadora personal de un desarrollador conectada a través de una interfaz en serie con un cable especial, el entorno de desarrollador DirectSoft (se crea una imagen de software y los archivos se transfieren a una computadora personal) y un programa para calcular la suma de verificación.

Datos de identificación del programa

El nivel de protección del software contra cambios intencionales y no intencionales C según MI 3286-2010.

Especificaciones

Marca de aprobación de tipo

se aplica en la carátula de la documentación operativa de la instalación por impresión y en las placas del bloque tecnológico y del bloque de automatización por serigrafía o por el método de aplicación.

Lo completo

Verificación

realizado de acuerdo al documento “GSI. Grupo de medida de instalaciones automatizadas “Electrón, Método de verificación. 760.00.00.000 MP”, aprobado por FBU “Tyumen CSM”, 25 de septiembre de 2011

La lista de equipos de prueba básicos incluye:

a) sensor de caudal de fluido de inducción DRZhI 25-8-MP, caudal de 0,8 a 8,0 m3/h; límite de error relativo permisible ± 0,5%;

b) sensor inductivo de caudal de líquido DRZhI 50-30-MP, caudal de 3 a 30 m3/h, límite de error relativo permisible ± 0,5%;

c) sensor de flujo de líquido de inducción DRZhI 100-200-MP, caudal de 50 a 200 m3/h, límite de error relativo permisible ± 0,5%;

d) instalación de gas de calibración UGN-1500, caudal de 2 a 1500 m3/h, límite de error relativo básico permisible de reproducción del caudal de gas ± 0,33%, límite de error absoluto permisible de medición de temperatura ± 0,5K;

e) calibres de medida estándar de 2ª categoría, tipo M2r GOST 8.400-80, capacidad 10 y 200 dm3, límite de error relativo permisible ± 0,1%;

f) matraz aforado de la 2ª clase de precisión según GOST 1770-74 con una capacidad de 1000 o 2000 cm3;

g) hidrómetro AON-1, rango de medición de 940 a 1000 kg/m3, valor de división ± 1,0 kg/m3;

h) frecuencímetro contador electrónico Ch3-57, 10 pulsos; ± 1 imp.; 10 ... 100 s;

i) E 535 miliamperímetro, rango de medición (4 - 20) mA, error reducido ± 0,5%.

Información sobre los métodos de medición

“Recomendación GSI. La cantidad de petróleo y gas de petróleo de un pozo productor de petróleo. Metodología para medir la masa de crudo, la masa y volumen de gas de petróleo mediante mediciones discretas realizadas por unidades de medición de grupo automatizado “Electron” por el método hidrostático para medir la masa de líquido y el método P, V, T para medir el volumen de gas . Desarrollado y certificado el 30 de diciembre de 2010 por FSUE VNIIR, Kazan. Número de registro según el Registro Federal de Métodos de Medición FR.1.29.2011.10012.

Documentos normativos y técnicos que establecen requisitos para unidades de medida de grupo automatizado “Electron”

1. GOST 2939-63 “Gases. Condiciones para la determinación del volumen.

2. GOST R 51330.0-99 "Equipo eléctrico a prueba de explosiones".

3. GOST R 8.615-2005 “GSI Medición de la cantidad de petróleo y gas de petróleo extraído de los intestinos. Requisitos metrológicos y técnicos generales”.

Tareas de automatización en los campos petroleros: protección automática de equipos en casos de emergencia, control del régimen tecnológico y del estado de los equipos. Independientemente del método de producción, los pozos están equipados con medios de control de presión local en la línea de flujo en el espacio anular.

La automatización de los pozos de las fuentes consiste en el cierre automático de la línea de flujo con un dispositivo de corte cuando la presión se supera en 0,5 MPa (debido a la formación de un tapón de parafina) y una caída repentina de la presión a 0,15 MPa (por ejemplo, cuando se rompe una tubería).

La automatización de un pozo equipado con electrobomba sumergible consiste en el apagado automático del motor eléctrico de la bomba sumergible en caso de emergencia; Arranque y parada por comando de una instalación grupal y durante cortes de energía, autoarranque, cierre del colector de descarga en caso de aumento de presión y disminución brusca.

La automatización de un pozo equipado con bomba de varilla consiste en el control automático del motor eléctrico del grupo de bombeo en casos de emergencia, el apagado del motor eléctrico por impulso del manómetro de electrocontacto en situaciones de emergencia y el autoarranque del grupo de bombeo después de un corte de energía

Estaciones de medida de grupo automatizadas

La unidad de separación y medición automática Sputnik-A está diseñada para la medición automática de caudales de pozos, el control de su funcionamiento, así como el bloqueo automático de colectores en caso de estado de emergencia del proceso tecnológico. La presión de control y bloqueo de diseño es de 1,6 y 4 MPa.

La instalación consta de los siguientes nodos:

1) interruptor de pozos de múltiples vías;

2) ajustes de medición de flujo;

3) accionamiento hidráulico;

4) cortadores;

5) unidad de automatización local (BMA).

La producción del pozo se alimenta a través de líneas de flujo a un interruptor de múltiples vías, que opera tanto manual como automáticamente. Cada posición de este interruptor corresponde a la alimentación para la medición de la producción de un pozo. La producción de este pozo se envía al separador de gas, que consta de los tanques superior e inferior. Los productos de los pozos restantes, sin pasar por el separador de gas, se envían al colector de recolección.

El aceite del tanque superior del separador de gas fluye hacia el inferior, aquí su nivel aumenta y, en cierta posición del flotador, se cierra el amortiguador en la línea de gas del separador de gas. La presión en el separador de gas aumenta y el aceite comienza a fluir a través del medidor de flujo hacia el colector de recolección. Después de eso, el nivel de líquido en el tanque inferior disminuye, el flotador cae con la apertura del amortiguador de la línea de gas, luego de lo cual se repite el proceso. La duración de este ciclo depende del caudal del pozo.

En la unidad de automatización local se registran los volúmenes acumulados de líquido que han pasado por el caudalímetro (CP). El siguiente pozo se enciende para la medición por orden de la BMA mediante un accionamiento hidráulico.

La unidad Sputnik-A funciona de acuerdo con un programa específico (establecido), y cada pozo se enciende a su vez para medir durante un tiempo determinado.

Además de la unidad Sputnik-A, se utilizan las unidades Sputnik-B y Sputnik-V, algunas de estas unidades utilizan medidores de humedad automáticos continuos para determinar el contenido de agua en la producción del pozo, así como para medir automáticamente la cantidad de gas. .

Figura 15. Esquema de la instalación del Sputnik-A

1 - líneas de flujo; 2 - válvulas de retención especiales; 3 - pozos de interruptor de múltiples vías; 4 - carro de interruptor giratorio; 5 - tubo de medición; 6 - separador de hidrociclón; 7 - amortiguador en la línea de gas; 8 - caudalímetro de turbina; 9 - indicador de nivel (flotador); 10 - accionamiento hidráulico; 11 - motor eléctrico; 12 - cortadores; 13 - colector prefabricado; 14 - cilindro de potencia.

Automatización de plantas de separación y BPS

Plantas de separación automática. La mezcla gas-agua-petróleo, luego de medir el caudal en la GZU, ingresa a la SU, donde se separa el petróleo del gas y parcialmente del agua.

En caso de exceso de presión en el tanque, se proporciona una válvula de seguridad 2. El esquema de automatización del sistema de control proporciona control automático del nivel de aceite en el separador, protección automática de la unidad en caso de un aumento de emergencia en el nivel y la presión en el separador, transmisión de señales de emergencia a la sala de control.

La mezcla de gas y aceite después de la GZU ingresa al separador de hidrociclón 3. Desde el tanque de separación inferior, el aceite pasa a través del filtro 11 y luego, purificado de impurezas mecánicas, a través del medidor de flujo de turbina 12 hacia el colector de aceite. Un diafragma de cámara 5 está montado en la línea de gas para medir el volumen del gas separado. En caso de exceder el valor permitido, se proporciona una válvula de seguridad 2.

El nivel en el separador está regulado por dos reguladores de nivel mecánicos 7 y 9. Los reguladores reciben señales de control de los sensores de flotador 6 y 8. Si el nivel de líquido en el separador alcanza un nivel de alarma, el interruptor de flotador 10 enviará una señal eléctrica a la electroválvula 14, que dirigirá el aire comprimido desde el secador 4 hacia el actuador neumático de la válvula 13. En este caso, la línea por la que entra la mezcla gas-petróleo a la unidad quedará bloqueada.

En caso de sobrepresión de emergencia, el impulso del manómetro de electrocontacto 15 actúa sobre la válvula 14, que suministrará aire comprimido al actuador neumático de la válvula 13, y se detendrá el flujo de la mezcla gasóleo a la instalación. .

Figura 16. Esquema de una unidad de separación de bloques

DNS. Los BPS están diseñados para el bombeo en el campo de productos de pozos. El aceite de la GZU ingresa al tanque de almacenamiento BPS, luego las bombas lo bombean hacia el oleoducto para el propósito previsto. El gas separado después del almacenamiento intermedio del tanque se envía al sistema de recolección de gas.

El sistema de monitoreo y control BPS está diseñado para la contabilidad operativa, manteniendo los valores establecidos de los parámetros del proceso y previniendo emergencias.

Unidad de separación:

1) Medición de la presión en el tanque con un manómetro MP-4.

2) Se señaliza el límite de presión.

3) Regulación automática de la presión en el recipiente de separación mediante válvula de corte.

4) Control automático del nivel de líquido en el tanque (US 1500, Sapphire).

5) Los niveles superior e inferior de emergencia están señalizados por el dispositivo de señalización tipo SU.

Bloque de bomba:

1) Regulación automática de presiones y niveles en el depósito de inercia (sensor de presión MIDA).

2) Control automático del grupo de bombeo en función del nivel en el depósito de inercia durante los bombeos periódicos.

3) Encendido automático del grupo de bombeo de respaldo.

4) Supervisión de la temperatura de los cojinetes de las unidades de bombeo y del motor.

5) Protección del accionamiento eléctrico del grupo de bombeo contra sobrecargas y cortocircuitos.

6) Medición de presiones en la entrada y descarga de bombas, su apagado automático en caso de caída de presión de emergencia en la tubería de presión.

7) Medición de la corriente del motor y voltaje de cada unidad de bombeo.

8) Protección automática de la unidad de bombeo cuando se excede la temperatura del motor y los cojinetes de la bomba (sensor TCM).

9) Alarma por contaminación de gas y fuego en la habitación.

10) Notificación a la estación emisora ​​de la señal sobre el funcionamiento de las protecciones con la decodificación de los motivos.

Bloque del tanque de drenaje:

1) Control automático del nivel de líquido en el depósito.

2) Control automático de la inmersión de la bomba según el nivel del depósito.

3) Señalización del estado de las bombas sumergibles "On" en la sala de control.

De acuerdo con los parámetros DNS de toda la estación:

1) Señalización de los límites de presión a la entrada del DNS.

2) Señalización de valores límite de presión a la salida de BPS.

3) Alarma de gas en la habitación con la bomba de aceite.

4) Control automático de ventilación.

5) Parada de las unidades de bombeo en caso de contaminación de gas inaceptable.

6) Alarma de incendio de la bomba de aceite.

7) Señalización sobre la contaminación por gas de sitios de objetos en el territorio del DNS.

Medios técnicos para la contabilidad operativa de los productos producidos.

La contabilidad operativa del petróleo producido por los pozos se lleva a cabo sobre la base de los datos de medición de la tasa de flujo del pozo para líquido utilizando dispositivos de medición, teniendo en cuenta el tiempo trabajado por los pozos y el porcentaje de agua utilizando equipos certificados.

Para medir la mezcla de gas, agua y petróleo en un pozo separado, se utilizan métodos de separación y no separación.

En no separables se utilizan:

1) Multifase: le permite determinar directamente el flujo de petróleo, agua y gas en la corriente;

2) Parcial multifásico: la mezcla se separa mediante miniseparadores en gas de petróleo, petróleo y agua, luego se mide su consumo directamente en la corriente.

Los métodos de separación se basan en la separación de la mezcla proveniente del pozo en petróleo gaseoso y líquido en el separador. El caudal volumétrico del gas de petróleo se mide con un medidor de gas y se lleva a condiciones estándar. El líquido se acumula en el tanque y se fija el tiempo de acumulación para luego calcular el caudal diario del pozo en peso.

1) Método con sedimentación en agua - el líquido se mantiene en un recipiente hasta que se separa en agua de formación y aceite. Luego, el agua y el aceite se drenan por separado, midiendo sus masas por el método directo de mediciones dinámicas. El método se considera el más preciso, pero también el más costoso y laborioso, y se usa con mayor frecuencia en OPF.

2) Medición directa: la masa del líquido en el recipiente se mide por el método directo de mediciones estáticas o el método directo de mediciones dinámicas al drenar. Con la ayuda de un medidor de humedad, al drenar o en el laboratorio, se mide el contenido de agua en el petróleo crudo a partir de la muestra tomada, luego se calculan sus masas.

3) Método indirecto de mediciones dinámicas: el volumen de líquido se mide con un contador de volumen durante el drenaje. Con la ayuda de un medidor de humedad en el drenaje o en el laboratorio, se mide el contenido de agua del petróleo crudo a partir de la muestra tomada. La densidad del aceite y el agua se determina en el laboratorio con un densitómetro basado en la muestra seleccionada, luego se calculan sus masas con correcciones por temperatura y presión. Estos incluyen AGZU "Sputnik" de varias modificaciones.

4) Hidrostático: la masa de un líquido se determina mediante un método indirecto, para lo cual su presión hidrostática y volumen se miden utilizando medidas de capacidad. Con un medidor de humedad al drenar o en el laboratorio, se mide el contenido de agua en el petróleo crudo de la muestra seleccionada, luego se calculan sus masas. En los últimos años, han comenzado a aparecer instalaciones que funcionan de acuerdo con este principio: AGZU "Electron-400" y "Electron-1500", producidos por JSC "Experimental Plant" Electron "(Tyumen).

Las tecnologías están mejorando constantemente. Así, en los últimos años han aparecido caudalímetros magnético-nucleares para un medio multifásico, unidades de medida trifásicas de grupo automatizadas, y otras novedades.

Tanques petroleros y sus elementos.

Los embalses son subterráneos y terrestres. Los tanques subterráneos se denominan tanques, en los que el nivel más alto de desbordamiento no es inferior a 0,2 m por debajo de la marca de planificación más baja del sitio adyacente. El resto de los tanques están por encima del suelo.

Los tanques cilíndricos verticales de acero con techo fijo (tipo RVS) son los más comunes. Representan (Fig. 17) un cuerpo cilíndrico, soldado a partir de láminas de acero de 1,5x6 m de tamaño, 4 ... 25 mm de espesor, con un escudo de techo cónico o esférico. En la fabricación del estuche, el lado largo de las hojas es horizontal. Una fila horizontal de láminas soldadas entre sí se llama cinturón del tanque. Los cinturones de tanque están interconectados en pasos, telescópicamente o de extremo a extremo.

El fondo del tanque es soldado, se ubica sobre una almohadilla de arena tratada con betún para evitar la corrosión y tiene una pendiente desde el centro hacia la periferia. Esto asegura una eliminación más completa del agua comercial.

Los tanques cilíndricos verticales de acero con techo flotante (tipo RVSPK) se diferencian de los tanques RVS en que no tienen techo fijo (Fig. 18). El papel del techo lo realiza un disco hecho de láminas de acero que flota en la superficie del líquido. Los diseños conocidos de techos flotantes se pueden reducir a cuatro tipos principales: disco, monocapa con caja anular, monocapa con caja anular y central, bicapa. Los techos de disco son los menos intensivos en metal, pero también los menos confiables. j) la aparición de una fuga en cualquier parte del mismo da lugar al llenado de la cubeta del techo con aceite y posteriormente a su hundimiento. Los techos de dos capas, por el contrario, son los más intensivos en metal, pero también los más confiables, ya que las cajas huecas que brindan flotabilidad están selladas herméticamente desde arriba y divididas en compartimentos por tabiques.

Los tanques cilíndricos de acero verticales con pontón (tipo RVSP) son tanques de diseño similar a los tanques tipo RVS (tienen un techo estacionario), pero equipados con un pontón que flota sobre la superficie del petróleo. Como un techo flotante, los pantalanes se mueven a lo largo de tubos guía, están equipados con postes de soporte y compuertas de sellado, y están cuidadosamente conectados a tierra.

Los tanques cilíndricos de acero horizontales (tipo RGS), a diferencia de los verticales, generalmente se fabrican en la fábrica y se entregan listos. Su volumen oscila entre 3 y 100 m 3 . En las estaciones de bombeo de petróleo, dichos tanques se utilizan como contenedores para recoger fugas.

Los tanques de hormigón armado (tipo ZhBR) son cilíndricos y rectangulares. Los primeros son más comunes porque son más económicos, mientras que los tanques rectangulares son más fáciles de fabricar.

Los depósitos del tipo ZhBR requieren un menor consumo de metal que los de acero. Sin embargo, durante su operación, se revelaron una serie de deficiencias. En primer lugar, las estructuras de techo existentes de los tanques de hormigón armado no tienen suficiente estanqueidad y no evitan la penetración de vapores de aceite (productos del petróleo) del tanque a la atmósfera. Otro problema es la lucha contra la flotación de embalses a un nivel elevado de aguas subterráneas. Existen dificultades en la reparación de los equipos internos de los tanques de hormigón armado.

Debido a lo anterior y a otras razones, actualmente no se están construyendo tanques tipo ZhBR.

Figura 17. Tanque cilíndrico vertical

1 - cuerpo; 2 - techo de escudo; 3 - pilar central; 4 - escalera de mina; 5 - inferior

Figura 18. Tanque de techo flotante

1 - puerta de sellado; 2 - techo; 3 - escalera con bisagras; 4 - válvula de seguridad; 5 - sistema de drenaje; 6 - tubería; 7 - bastidores; 8 - escotilla

Garantizar los requisitos de protección laboral al dar servicio a las plantas de tratamiento de petróleo, gas y agua

La seguridad en el trabajo es un sistema para preservar la vida y la salud de los trabajadores en el ejercicio de su trabajo, incluidas las medidas jurídicas, socioeconómicas, organizativas y técnicas, sanitarias e higiénicas, médicas y preventivas, de rehabilitación y otras.

Extractos de las "Reglas de seguridad para la operación de plantas de tratamiento de aceite en empresas de la industria petrolera":

Todas las instalaciones, talleres, laboratorios y demás instalaciones deberán contar con instrucciones de seguridad para profesiones y tipos de trabajo, garantizando la seguridad de todos los trabajos en esta área.

Todas las instalaciones de producción de la instalación deben estar provistas de equipos de extinción de incendios de acuerdo con la lista acordada con las autoridades locales contra incendios.

Para cada objeto con peligro de incendio y gas explosivo, se debe desarrollar un plan de eliminación de accidentes de acuerdo con las "Instrucciones para compilar planes de eliminación de accidentes".

Está prohibido poner en funcionamiento nuevas instalaciones, así como aquellas que hayan sido reconstruidas, sin su aceptación por una comisión con la participación de un representante del servicio de ingeniería de seguridad empresarial, un inspector técnico del sindicato, representantes de bomberos y supervisión sanitaria y órganos de Gosgortekhnadzor.

Todos los trabajadores y los trabajadores técnicos y de ingeniería que ingresen a la planta o sean trasladados de una instalación a otra podrán trabajar de manera independiente solo después de que hayan recibido capacitación en seguridad, seguridad contra incendios y seguridad con gas, capacitación en el trabajo y la comisión haya verificado su conocimiento. Los trabajadores deben además recibir formación en la profesión.

Los overoles, calzados especiales y dispositivos de seguridad deben ser expedidos de acuerdo con las normas establecidas.

Al trabajar en lugares donde es posible aumentar la concentración de gases y vapores nocivos por encima de los estándares sanitarios permitidos, los trabajadores deben contar con máscaras antigás adecuadas.

El territorio y las instalaciones de la instalación deben mantenerse de acuerdo con los requisitos de las "Instrucciones para el Mantenimiento Sanitario de Empresas Industriales".

Está prohibido circular vehículos sin parachispas en el territorio de la instalación.

En el territorio de la instalación y en los locales industriales donde exista la posibilidad de quemaduras para quienes trabajan con sustancias nocivas y agresivas (ácidos, álcalis y reactivos cáusticos), es obligatorio instalar una ducha de emergencia con activación automática al ingresar a la plataforma debajo del brazo de la ducha. , así como una fuente lavaojos con control de caudal de agua hacia él.

El dispositivo de equipos eléctricos, incluidos los dispositivos de control y automatización, herramientas eléctricas y máquinas de soldar, iluminación en el territorio de la instalación y en locales industriales, en parques de tanques y otras instalaciones debe cumplir con los requisitos de SNiP, "Reglas para instalaciones eléctricas". (PUE), "Reglas para la fabricación de equipos eléctricos a prueba de explosiones y minas", y su operación debe llevarse a cabo de acuerdo con las "Reglas para la operación técnica de instalaciones eléctricas de consumo" y "Reglas de seguridad para la operación de consumidores". instalaciones eléctricas".

Las instalaciones de producción de las instalaciones están equipadas con dispositivos de calefacción y calentadores que cumplen con los requisitos de las normas sanitarias y de seguridad contra incendios. Para la calefacción de espacios, se deben utilizar sistemas centralizados que utilicen agua caliente, vapor o aire caliente como portador de calor.

En todas las salas con riesgo de incendio y explosivos, la ventilación debe funcionar las 24 horas.

Cada instalación e instalaciones individuales deben tener instalaciones sanitarias de acuerdo con SNiP.

Todas las instalaciones de producción deben contar con suministro de agua y alcantarillado de acuerdo con SNiP.

El número de válvulas de seguridad, su instalación y mantenimiento deben cumplir con los requisitos de las Reglas para el Diseño y Seguridad de Operación de Recipientes a Presión y las Reglas de Seguridad para el Transporte y Almacenamiento de Gases Licuados de Petróleo, así como las Recomendaciones para la Instalación de Válvulas de Seguridad.

Todas las instalaciones e instalaciones deberán cumplir con los requisitos estipulados por las “Reglas para la protección contra la electricidad estática de la producción de las industrias química, petroquímica y de refinación de petróleo”.

Para la instalación, desmontaje y reparación de equipos y tuberías en el territorio de las instalaciones y en los locales industriales, se deben utilizar vehículos y mecanismos de elevación y transporte, cuya operación debe realizarse de acuerdo con las Reglas para el Diseño y Operación Segura de Grúas de Izaje.

Todos aquellos que trabajen con desemulsificantes deben ser instruidos sobre las medidas para prevenir el envenenamiento por ellos y brindar los primeros auxilios necesarios a las víctimas del envenenamiento.

El personal de mantenimiento de las instalaciones debe conocer su disposición y la finalidad de todos los dispositivos, tuberías, accesorios, instrumentación y automatización.

Organización de la protección contra incendios en la empresa.

Requisitos básicos de seguridad contra incendios. La seguridad de las personas debe garantizarse mediante: soluciones de planificación y diseño de rutas de escape de acuerdo con los códigos y reglamentos de construcción vigentes, mantenimiento constante de las rutas de escape en condiciones adecuadas, asegurando la posibilidad de evacuación segura de personas en caso de incendio u otro emergencia.

Todos los locales de producción, administrativos, auxiliares, de almacén, de reparación, así como los estacionamientos y áreas de almacenamiento de vehículos automotores, deberán estar provistos de equipos primarios de extinción de incendios (extintores, escudos, instalaciones extintoras, etc.), de acuerdo con la estándares

Todas las instalaciones de la empresa deben estar equipadas con señales de seguridad contra incendios de acuerdo con los requisitos de GOST 12.4.026-76 "Colores de señales y señales de seguridad" y señales de evacuación.

La ropa de trabajo debe lavarse (lavar en seco) y repararse en el momento oportuno de acuerdo con el cronograma establecido. Los overoles aceitados deben secarse en una sala especial.

Los camiones cisterna destinados al transporte de líquidos inflamables y combustibles deben almacenarse en edificios separados de una sola planta o en áreas abiertas especialmente designadas para este fin.

Requisitos del local. En todos los locales de producción, administrativos, de almacenamiento y auxiliares, deberán colocarse en lugares destacados instrucciones sobre medidas de seguridad contra incendios, así como planes de evacuación de trabajadores y bienes materiales, indicando los lugares para guardar las llaves de todos los locales.

En los edificios industriales y administrativos, se deben proporcionar áreas para fumadores especialmente designadas y equipadas con botes de basura y contenedores de agua.

En los edificios industriales y administrativos está prohibido:

Fumar en lugares no previstos para este fin;

Realizar trabajos utilizando fuego abierto en lugares no previstos para este fin;

Utilice fuentes abiertas de fuego para la iluminación durante las inspecciones técnicas, reparaciones y otros trabajos;

Deje los materiales de limpieza y los monos engrasados ​​en el coche al final del trabajo;

Deje los autos con el encendido encendido;

Utilice calefactores eléctricos con elementos calefactores abiertos para calentar espacios adicionales;

Confíe el mantenimiento del equipo a personas que no tengan la cualificación adecuada.

Seguridad ELECTRICA. Las personas responsables del estado de las instalaciones eléctricas (jefe de electricidad, ingeniero eléctrico, empleado de la calificación apropiada, designado por el jefe de la empresa o taller) están obligados a:

Asegurar la organización y realización oportuna de inspecciones preventivas y reparaciones preventivas programadas de equipos eléctricos, equipos y redes eléctricas, así como la eliminación oportuna de violaciones de las "Reglas de instalación eléctrica", "Reglas para la operación de instalaciones eléctricas de consumo" y " Normas de Seguridad para la Operación de Instalaciones Eléctricas de Consumo” que pudieran dar lugar a incendios e incendios;

Supervisar la correcta selección y uso de cables, hilos eléctricos, motores, lámparas y otros equipos eléctricos, según la clase de riesgo de incendio y explosión del local y las condiciones ambientales;

Monitorear sistemáticamente el estado de los dispositivos de protección contra cortocircuitos, sobrecargas, sobretensiones internas y atmosféricas, así como otros modos anormales de funcionamiento;

Vigilar la operatividad de las instalaciones y medios especiales destinados a la eliminación de incendios y fuegos en las instalaciones eléctricas y cuartos de cables;

Organizar un sistema de capacitación e instrucción del personal de servicio en el tema de seguridad contra incendios durante la operación de instalaciones eléctricas;

Participar en la investigación de casos de incendios e incendios de instalaciones eléctricas, desarrollar e implementar medidas para prevenirlos.

Se deben proporcionar dispositivos de puesta a tierra en lugares donde se pueda generar electricidad estática.

Se debe proporcionar iluminación de emergencia si el apagado de la iluminación de trabajo y la violación asociada del mantenimiento normal de los equipos y mecanismos pueden causar una explosión o un incendio.

Las fallas en las redes de energía y equipos eléctricos que puedan causar chispas, cortocircuitos, calentamiento excesivo del aislamiento de cables y alambres, deben ser eliminadas inmediatamente por el personal de turno; la red eléctrica defectuosa debe desconectarse antes de ponerla en un estado incombustible.

Está prohibido realizar trabajos en el interior del aparato, donde sea posible la formación de mezclas explosivas, con monos, chaquetas y otras prendas exteriores de materiales electrolizables.

Ventilación. La responsabilidad por la condición técnica, la capacidad de servicio y el cumplimiento de los requisitos de seguridad contra incendios durante la operación de los sistemas de ventilación recae en el mecánico jefe (ingeniero principal de energía) de la empresa o una persona designada por el jefe de la empresa.

En instalaciones industriales donde las unidades de ventilación eliminan sustancias combustibles y explosivas, todos los conductos de aire metálicos, tuberías, filtros y otros equipos de las unidades de escape deben estar conectados a tierra.

En las habitaciones donde se emiten sustancias inflamables o explosivas (vapores, gases), se permite instalar sistemas de ventilación (escapes locales) que excluyan la posibilidad de chispas.

En caso de incendio en la habitación, en la cámara de ventilación, en los conductos de aire o en cualquier parte del sistema de ventilación, apague inmediatamente los ventiladores de los sistemas de suministro y escape.

Requerimientos de equipos tecnológicos y herramientas. Los equipos tecnológicos, aparatos y tuberías que contengan sustancias que emitan vapores, gases y polvos explosivos deberán estar sellados.

Las superficies calientes de las tuberías en habitaciones donde causen peligro de ignición de materiales o explosión de gases, vapores de líquidos o polvo, deben aislarse con materiales no combustibles para reducir la temperatura de la superficie a un valor seguro.

Para controlar el estado del ambiente del aire en las instalaciones de producción y almacenamiento donde se utilizan, producen o almacenan sustancias y materiales que pueden formar concentraciones explosivas de gases y vapores, se deben instalar analizadores automáticos de gases o se deben llevar a cabo análisis de laboratorio periódicos del ambiente del aire. afuera.

La disposición de equipos tecnológicos en subdivisiones debe cumplir con la documentación del proyecto, teniendo en cuenta los requisitos de tecnología y garantizando la seguridad contra incendios y explosiones.

La colocación de equipos y el tendido de tuberías no deben reducir los límites de estanqueidad y resistencia al fuego de las barreras contra incendios.

El procedimiento para el mantenimiento de las instalaciones automáticas de extinción de incendios y alarmas contra incendios lo determina la administración de la empresa. Las instalaciones automáticas de extinción de incendios y alarmas contra incendios deben mantenerse en buen estado.

Los tanques contra incendios, los depósitos, las redes de suministro de agua y los hidrantes, las estaciones de bombeo, las instalaciones de extinción de incendios por rociadores y diluvio deben ser monitoreadas permanentemente para garantizar su buen estado y disponibilidad constante para su uso en caso de incendio o incendio.

El procedimiento de colocación, mantenimiento y uso de los extintores y de las instalaciones de extinción de incendios deberá mantenerse de acuerdo con las instrucciones de los fabricantes y los documentos normativos y técnicos vigentes.

Debe haber al menos dos extintores de dióxido de carbono en el área del equipo de combustible. Los extintores de dióxido de carbono, cuando se colocan en áreas, deben protegerse del calentamiento superior a 50 ° C y de la exposición a la luz solar.

Las partes metálicas de los equipos de extinción de incendios deben limpiarse y lubricarse periódicamente para evitar la corrosión.

Cada caja de arena debe tener dos palas de metal en todo momento. Las cajas deben estar bien cerradas con tapas. En las cajas debe estar la inscripción "Arena en caso de incendio". La arena en las cajas debe inspeccionarse periódicamente. Si se encuentra humedad o grumos, debe secarse y tamizarse.

El equipo de extinción de incendios y el equipo contra incendios deben pintarse de acuerdo con los requisitos de GOST 13.4.026-76.

Organización de la seguridad de la vida en la organización.

Los principales peligros incluyen:

La presencia de líquidos inflamables (aceite) y gases, la capacidad de vapores y gases para formar mezclas explosivas con el aire;

La capacidad de los productos de petróleo líquidos y gaseosos de tener un efecto tóxico en el cuerpo humano;

Presencia de sulfuro de hidrógeno en gas de petróleo;

Efectos nocivos de los reactivos en la piel humana y de los vapores y gases en el sistema respiratorio;

Disponibilidad de equipos eléctricos en la empresa;

Calor;

Presión alta;

La capacidad de los aceites para generar electricidad estática durante su movimiento a través de tuberías.

Las principales condiciones para garantizar la seguridad son la calificación suficiente del personal operativo, el cumplimiento estricto de los parámetros del régimen del proceso, la seguridad fundida, la seguridad contra incendios, el cumplimiento de la disciplina de producción, el mantenimiento adecuado de los lugares de trabajo, así como el cumplimiento del programa de reparaciones preventivas. , inspecciones y pruebas. Al realizar el trabajo, se deben observar estrictamente los siguientes requisitos:

- "Reglas de seguridad para la operación de unidades de tratamiento de petróleo en empresas de la industria petrolera", aprobadas por la URSS Gosgortekhnadzor el 16 de julio de 1976, modificadas en 1987;

- "Reglas de Seguridad en la Industria del Petróleo y Gas" (RD 08-200-98);

- "Instrucciones para la seguridad del trabajo en el desarrollo de campos de petróleo, gas y condensado de gas que contengan sulfuro de hidrógeno (hasta 6% por volumen)", aprobado por el Gosgortekhnadzor de Rusia el 21 de abril de 1992;

- "Reglas para el diseño y operación segura de sistemas de bengalas" (PU y BEF-93) (PB 09-12-92), aprobado por el Gosgortekhnadzor de Rusia el 21.04.92;

- "Reglas para instalaciones eléctricas" (sexta edición);

La empresa Reko suministra los siguientes sistemas Sputnik: AM 40-xx-400, BM40-xx-400, 40-xx-1500, utilizados en sistemas de contabilidad infield para pozos de petróleo y gas.

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

Cita.

Las unidades automáticas de dosificación grupal AGZU "Sputnik" están diseñadas para:

• medición de la cantidad (tasa de flujo) de petróleo crudo, incluida el agua de formación y el gas de petróleo asociado producido a partir de pozos de petróleo y gas mediante un método dinámico directo en un modo periódico.
• medición y salida de resultados de medición en unidades de volumen
• procesar los resultados de las mediciones y transferirlos al sistema de telemecánica del campo petrolero
• formación y procesamiento de señales "accidente", "bloqueo" y transmisión de información sobre ellas al nivel superior del sistema de control de procesos del campo petrolero
• control de los modos de medición de los caudales de producción de pozos de petróleo y gas por las señales del nivel superior del APCS del campo petrolero

Solicitud.

En los sistemas de contabilidad en campo de la producción de pozos de petróleo y gas.

Compuesto:

Bloque tecnológico (BT), bloque de automatización (BA).

Bloque tecnológico, BT

Diseñado para acomodar equipos de proceso, instrumentación primaria y dispositivos de control, incluidos sensores de caudalímetro, dispositivos de señalización y sistemas de ingeniería. Está hecho en forma de caja de bloques sobre una base soldada de un perfil de acero y una cerca hecha de paneles sándwich con aislamiento de basalto de al menos 50 mm de espesor con un techo inclinado. BT está equipado con dos puertas selladas. Los pisos se montan teniendo en cuenta la posibilidad de recolectar el líquido derramado y drenarlo fuera de la BT a través de la tubería de drenaje (hacia el pozo de drenaje).

• ventilación de suministro y extracción con estimulación mecánica y activación automática de dos umbrales a partir de las señales del sistema de control de contaminación por gas.
• Encendiendo

Zona explosiva clase BT V-1A
Clase de resistencia al fuego IV

Todos los equipos eléctricos, instrumentación y automatización ubicados en la BT, de acuerdo con los requisitos de PUE-7, se utilizan en un diseño no inferior a "protección aumentada contra explosión". Sistema de puesta a tierra TS-N. Los circuitos de potencia y señal se realizan de acuerdo con los requisitos de PUE-7 y se llevan a cajas de terminales a prueba de explosiones ubicadas en el exterior de las paredes cerca de las puertas BT.

Todos los instrumentos de medida instalados en AGZU Sputnik disponen de: certificado de aprobación del tipo de instrumento de medida, certificado de conformidad, permiso de uso en instalaciones de producción peligrosa, certificado de verificación primaria en vigor.

Todas las válvulas de cierre y control se utilizan en un diseño no inferior a Ru 4,0 MPa.

Bloque de automatización, BA.

Está destinado a colocar en él: un gabinete de fuerza, un gabinete de instrumentación y control, instrumentos secundarios de instrumentación y automatización, incluidos los dispositivos secundarios para medidores de flujo, equipos de telemecánica y otros equipos, según la declaración de trabajo. Está hecho en forma de caja de bloques sobre una base soldada de un perfil de acero y una cerca hecha de paneles sándwich con aislamiento de basalto de al menos 50 mm de espesor con un techo inclinado. BT está equipado con una puerta sellada.

El diseño proporciona sistemas:

• suministro de ventilación y escape con impulso natural
• Encendiendo
• calefacción eléctrica con mantenimiento automático de temperatura no inferior a +5 0С
• alarmas: polución de gas, incendio, acceso no autorizado.

Zona explosiva clase BA no explosiva
Clase de resistencia al fuego IV
Peligro de incendio y explosión categoría A

El dispositivo y el funcionamiento del AGZU "Sputnik"

La producción de pozos a través de una válvula de retención ingresa a la unidad de conmutación de pozos, que consta de válvulas para suministrar productos de pozos al PSM, válvulas de cierre a la línea de derivación, línea de derivación, colector, interruptor de pozo de múltiples vías, PSM, con accionamiento hidráulico, linea de medicion La producción del pozo, configurada "para medición", se envía al tanque de separación, la producción de los pozos restantes se envía a través del PSM al colector. El tanque de separación tipo Sputnik con un sistema mecánico de control de nivel en el tanque (flotador-palanca), a menos que los TdR dispongan lo contrario, está diseñado para separar las fases de producción del pozo en gas de petróleo asociado (gas) y petróleo crudo, incluida el agua de formación (líquido ). De acuerdo con los requisitos de seguridad y para garantizar el mantenimiento, el tanque de separación tiene una salida a la línea de descarga de gas de emergencia. Líneas de drenaje equipadas con válvulas de cierre. Cuando el tanque de separación cambia al modo de drenaje de líquido, el líquido a través del regulador de flujo abierto y el medidor de flujo de líquido ingresa al colector a lo largo de la línea de líquido y se mide el flujo de líquido. Cuando el tanque de separación funciona en el modo de recolección de líquidos, el gas a través de la compuerta de gas abierta y el medidor de flujo de gas a través de la línea de gas ingresan al colector, mientras se mide el flujo de gas. El cambio de los modos de funcionamiento del tanque de separación se produce automáticamente como resultado de la operación de la compuerta de gas y el regulador de flujo.

Especificaciones

Descripción

Debido a los cambios en el programa de producción de SARRZ Trading House, se completó la venta de este equipo.
La lista actual de productos está disponible en la sección

Las unidades de medición de grupo automatizadas AGZU se instalan en empresas productoras de petróleo y son necesarias para contabilizar los medios extraídos de los pozos de petróleo y gas. Las AGDU realizan las funciones de medir el volumen y las proporciones de petróleo crudo, gas de petróleo asociado y agua de formación. Todas las medidas se dan en las unidades de volumen especificadas, la información recibida se procesa y se transmite a un punto de control remoto superior, donde se analiza y archiva.

Disposición de las instalaciones de AGZU

AGZU tiene un diseño modular de bloques. El cuerpo es un marco espacial de acero soldado, aislado térmicamente y revestido con paneles sándwich. El edificio prevé dos puertas en los extremos opuestos de la habitación, un sistema de ventilación, iluminación y calefacción. En el caso del suelo hay una tubería de desagüe por donde sale el agua de emergencia.

Para el funcionamiento seguro de los equipos, las instalaciones de AGZU están dotadas de alarmas de seguridad, incendio y emergencia, que dan señal sonora y luminosa en caso de fuerza mayor (despresurización de gasoductos, fuga de líquido, exceso de presión inaceptable, etc.).

La instalación de AGZU consta de dos bloques principales:

• bloque tecnológico
• unidad de automatización

En el bloque tecnológico se instaló todo el equipo funcional: tanque de separación, tuberías de pozos, interruptor de pozo de múltiples vías PSM / válvula de bola de tres vías con accionamiento eléctrico, instrumentación (medidores de flujo másico, medidores, dispositivos de señalización, sensores), válvulas de cierre, unidad de accionamiento hidráulico y otros sistemas de ingeniería.

Todos los equipos están fabricados en un diseño a prueba de explosiones para zona explosiva clase B-1A, resistencia al fuego grado IV y categoría A para riesgo de explosión e incendio.

A pedido del Cliente, una bomba dosificadora para el suministro de reactivos químicos, un contenedor para su almacenamiento, una tubería de presión para el suministro de reactivos al colector de la estación de servicio de gas pueden enviarse como un conjunto al lugar de operación.

Dependiendo del modelo, AGZU permite medir datos provenientes de 8, 10 o 14 pozos con un volumen de 400-1500 m 3 /día.

De acuerdo con la productividad y la cantidad de pozos, los especialistas de TD SARRZ ofrecen los siguientes tamaños estándar de unidades de medición de grupo automatizadas AGZU:

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

(*donde: 40 es la presión máxima, kgf / cm 2, 8/10/14 es el número de pozos, 400/1500 es la capacidad líquida, m 3 / día.)

En la unidad de automatización se instala un gabinete de control, a través del cual se realiza el control automático y recolección de información de la instrumentación primaria y su transferencia a un nivel superior del sistema APCS. Esta unidad se puede ubicar separada de la unidad tecnológica a una distancia máxima de 10 m en un lugar a prueba de explosiones.

El principio de funcionamiento de las unidades de medición AGZU.

La mezcla gas-líquido se suministra desde el pozo a la unidad de conmutación de pozos, donde se separan los flujos del pozo. La elección del pozo medido se puede realizar en modo manual o automático. El fluido del pozo medido pasa a través de la línea de medición y luego al separador. Los líquidos de los pozos restantes se alimentan al cabezal de salida.

Para medir el contenido de gas de petróleo asociado en el tanque de separación, se libera gas recogiendo la fase líquida en el fondo y el gas separado se libera en la línea de gas, en la que se instalan dispositivos de medición. Cuando el separador está lleno, la línea de gas se cierra y la línea de líquido se abre. Esto es necesario para drenar la mezcla gas-líquido teniendo en cuenta su consumo. Cuando el separador está vacío, la línea de gas se abre y la línea de líquido se cierra.

La seguridad de la operación de la planta está garantizada por la presencia de una línea de descarga, manómetros, indicadores de nivel, reguladores de presión y válvulas de cierre y seguridad.

Características técnicas de las unidades de medida típicas AGZU

¿Cómo adquirir un contador AGZU en tu ciudad?

Para comprar un dosificador automático de grupo AGZU, puede:

• enviar requerimientos técnicos al equipo por e-mail
• llama a nuestros especialistas al 8-800-555-86-36 para aclarar el pedido
• descargue y complete el Cuestionario y envíelo por correo electrónico