2.Назначение и принцип работы агзу «Спутник».

Блочная автоматизированная замерная установка типа "Спутник» предназначена для автоматического и ручного замера дебита скважин, для контроля за работой скважин также для блокировки скважины при аварийной ситуации (См. рисунок). АГЗУ «Спутник» рассчитаны на рабочее давление 1,6; 2,5; 4 Мпа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м3 в сутки; на число подключаемых скважин от 10 до 24; на общую пропускную способность до 4000 и до 10000 м3 в сутки. Модификации «Спутник А»; «Спутник Б»; «Спутник В». «Спутник А» является базовой конструкцией. Три модификации «Спутника А»: «Спутник А-16-14/400» 16- рабочее давление, 14- число подключенных скважин; 400 –наибольший измеряемый дебет, « Спутник А-25-10/1500»; « Спутник А-40-14/400». Конструктивное исполнение их в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их районах с суровыми климатическими условиями (от –55град. С до +50 град.С. АГЗУ «Спутник» состоит из двух блоков:

1. Замерно - переключающий

2. Щитовой Кип и А

Принцип действия: продукция скважин по выкидным линиям через обратный клапан и задвижку поступает в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), после которого по общему коллектору направляется в сборный нефтепровод. В ПСМ продукция одной скважины через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку через заслонку регулятора уровня поступает в сборный нефтепровод, где смешивается с жидкостью и общим потоком. Отделившаяся в верхней емкости жидкость поступает в нижнюю, где накапливается. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и в верхнем заданном положении действует на заслонку газовой линии, перекрывая её. Давление в сепараторе повышается, и жидкость через счетчик ТОР вытесняется в сборный коллектор. Начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. При нижнем положении уровня поплавка, открывается газовая линия. Для определения обводненности нефти на «Спутник» установлен влагомер, через который пропускается вся продукция скважины.

3.Устройство и назначение запорной арматуры.

В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большей протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т.п. Задвижки предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия линий поступления продукции в сепараторы, отстойники, резервуары и т.д. Диаметр условного прохода наиболее распространенных задвижек составляет 50-400 мм, но иногда применяются задвижки большего диаметра. В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные – на давление 1,6Мпа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышенная опасность механического повреждения. Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных задвижек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что достигается с помощью распорного клина, который, упираясь, в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раздвигает и прижимает их к седлам в корпусе, также имеющим клиновидные поверхности. В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направлении рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны – обычно устанавливают также перед распределительным коллектором установок «Спутник», на нагнетательных линиях насосов и т.д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой. В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной арматуры применяются краны и вентили. Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром проходного сечения не боле 50 мм. Вентили – отличаются от задвижек и кранов тем, что запорное устройство в них насажано на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготавливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 Мпа с диаметром условного прохода до 150 мм. Уход за запорной арматурой практически сводится к периодическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков нефти и газа.

Запорная арматура должна иметь следующую маркировку.

1.Наименование и товарный знак завода-изготовителя.

2.Условный проход в мм. Ду

3.Условное давление в Мпа. Ру

4.Направление потока среды. ->

5.Марка стали корпуса.

На маховике запорной арматуры должно быть указано направление вращения при закрытии и открытии. На любую запорную арматуру должен быть паспорт, в котором должны быть указаны данные по химическому составу, механические свойства, режимы термообработки и результаты контроля качества изготовителя. В процессе работы запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме.

Требования к запорной арматуре.

1. Прочность, герметичность и надежность работы.

2. Взрывобезопастность и коррозийная стойкость.

Под условным давлением Ру наибольшее избыточное рабочее давление при Т=20град. С, при которой обеспечивается длительная работа арматуры. По величине условного давления разделяют 3 класса арматуры.

1. Низкого давления – до 10 кг/см2

2. среднего давления от 16 до 64 кг/см2

3. высокого давления от 100 до 1000 кг/см2

По размерам условного прохода Ду различают 3 группы.

1. Малого прохода до 40 мм

2. Среднего прохода от 50-250 мм

3. Большого прохода свыше 250 мм

Виды присоединения арматуры:

1. Фланцевые, муфтовые – разъемные

2. Неразъемные – сварные (полная и надежная герметизация трубопроводов).

Наиболее распространены фланцевые соединения от 50 до 600 мм.

Преимущества фланцевых соединений:

1. Возможность монтажа и демонтажа

2. Хорошая герметизация стыков и удобства их подтяжки, большая прочность.

Недостатки:

1) Возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, повышенная трудоемкость сборки, Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса.

4.ПДК сероводорода (в чистом виде и в смеси).

В чистом виде – 10 мг/м3

В смеси с углеводородами – 3 мг/м3

5. Огнетушители. Их назначение и применение.

См. Билет № 1