Автоматизация НПС-21 "Сковородино"

Технология перекачки нефти на исследуемой станции, ее назначение, структура и принцип работы, состав используемого оборудования. Структура и функциональные особенности системы автоматизации. Улучшение метрологических и эксплуатационных характеристик.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.05.2015

Введение

перекачка нефть автоматизация

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. Значимость трубопроводного транспорта определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Автоматизация процесса перекачки нефти необходима для:

- регулирования и оперативного управления технологическими процессами;

- контроля состояния технологического оборудования и его защиты от аварийных параметров;

- сбора информации о параметрах протяжённого объекта;

- измерения количества и показателей качества перекачиваемой нефти.

Внедрение автоматизации на нефтеперекачивающей станции (НПС) обеспечивает непрерывность процесса перекачки, за счет автоматического включения резерва (АВР) оборудования, а так же предотвращение аварийных ситуаций, связанных с пожаром или экологическим загрязнением. Снижаются затраты на простой оборудования и ликвидацию последствий аварии, что несомненно является актуальной проблемой.

Цель данного дипломного проекта - усовершенствование системы автоматизации НПС.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии перекачки нефти;

- подбор средств автоматизации для параметров контроля;

- улучшение метрологических и эксплуатационных характеристик системы измерения расхода.

При работе над проектом были использованы материалы ООО «Востокнефтепровод» (отраслевой регламент по автоматизации технологического процесса перекачки нефти, руководящий документ по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов).

1. Технология перекачки нефти на НПС-21 «Сковородино»

1.1 Назначение НПС-21 «Сковородино»

Перекачка нефти осуществляется посредством последовательно расположенных нефтеперекачивающих станций. Нерюнгринское районное нефтепроводное управление (РНУ) является филиалом ООО «Востокнефтепровод». Перекачку нефти по трубопроводам в зоне ответственности Нерюнгринского РНУ осуществляют НПС: №14 «Олекминск», №17 «Алдан», №21 «Сковородино», «Джалинда».

Основной задачей НПС-21 является обеспечение приема, транспортировки и сдачи нефти с минимальными затратами, в соответствии с заданиями ООО «Востокнефтепровод». НПС-21 «Сковородино» предназначена для перекачки восточно-сибирской товарной нефти по магистральному нефтепроводу «Восточная Сибирь - Тихий океан». НПС-21 «Сковородино» позволяет осуществлять следующие операции:

- подачу нефти из магистрального нефтепровода на площадку наливной железнодорожной эстакады с одновременным приемом в резервуарный парк (основной режим);

- поддержание давления в линейной части перед станцией с помощью регулятора давления для предотвращения образования газовой полости за перевальными точками;

- перекачку нефти по магистральному нефтепроводу через емкость;

- перекачку нефти по магистральному нефтепроводу с подключенной емкостью;

- перекачку нефти по схеме «через емкость» на площадку наливной железнодорожной эстакады;

- временное хранение нефти;

- защиту линейной части от превышения давления;

- внутрипарковые перекачки нефти подпорным насосом;

- оперативный учет количества перекачиваемой нефти;

- пуск и прием средств очистки и диагностики.

1.2 Состав НПС

В состав НПС-21 входит оборудование основное и вспомогательное:

- камеры пуска приема средств очистки и диагностики (КПП СОД);

- фильтры-грязеуловители (ФГУ);

- система предохранительных клапанов (ПК);

- узлы регулирования давления (УРД);

- магистральная насосная станция (МНС);

- подпорная насосная станция (ПНС);

- резервуарный парк (РП);

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи, производственно-бытовые здания и сооружения.

1.3 Описание технологических процессов

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки. Физико-химические свойства нефти: плотность 843,7 кг/м3; вязкость 22 мм2/с; массовая доля серы 0,7%; давление насыщенных паров при 200С - 19 кПа; массовая доля воды 0,26%; температура начала кипения 56 0С.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Рассмотрим технологическую схему НПС-21 «Сковородино», приведенную на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема НПС-21 «Сковородино»

Нефть с НПС-17 «Алдан» через камеру приема-пуска средств очистки и диагностики (КПП СОД) поступает на блок фильтров-грязеуловителей (ФГУ) проходя очистку от механических примесей. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен, предварительно должен быть подключен резервный фильтр-грязеуловитель. Далее нефть проходит первый блок предохранительных клапанов, предназначенных для защиты от повышенного давления, как трубопровода, так и объектов станции. В случае срабатывания предохранительных клапанов, происходит сбрасывание давления, и избыток нефти поступает в резервуары аварийного сброса (РАС) нефти. После сброса нефти от предохранительных клапанов сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Утечки и дренаж направляются в подземные емкости сбора утечек объемом 40 мі.

Очищенная от механических примесей, через открытую задвижку №1, нефть поступает в первый узел регулирования давления, на выходе из которого нефть через ПК3 поступает в КПП СОД для отправки по трубопроводу диаметром 720 мм на приемо-сдаточный пункт (ПСП) «Сковородино». А по трубопроводу диаметром 1220 мм через УРД-2 и ПК2, в зависимости от режима работы НПС, может поступать как в резервуары вертикальные стальные с понтоном и алюминиевой куполообразной крышей объемом 50000 мі так и непосредственно на вход подпорного насосного агрегата (ПНА).

Откачка нефти из резервуаров и подача ее в магистральный нефтепровод осуществляется подпорным насосным агрегатом.

Нефть из резервуара по отпускному трубопроводу через открытую задвижку поступает во всасывающий коллектор подпорных насосных агрегатов. Далее нефть подпорными агрегатами через нагнетательный коллектор при открытой задвижке подается в магистральную насосную станцию, через блок ПК4. Магистральные насосные агрегаты (МНА) повышают давление в зависимости от режима работы. После МНС нефть направляется в узел приема-пуска скребка, далее в магистральный нефтепровод и транспортируется до НПС «Джалинда».

1.4 Состав технологического оборудования

Магистральная насосная станция

В помещении МНС установлены три магистральных насосных агрегата. Магистральные центробежные насосы «Sulzer» HPDM (High Pressure Double volute, horizontally split) 600-615-1d/27 предназначены для перекачки нефти по трубопроводу на заданное расстояние до следующей нефтеперекачивающей станции. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. Магистральные насосные агрегаты предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от минус 5 до плюс 80°С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Электродвигатели 4АЗМВ-2500. В процессе подготовки к пуску магистральных насосных агрегатов выполняются следующие операции:

- включается маслосистема, производится контроль температуры и давления масла, температура масла в маслобаке контролируется автоматически при помощи электронагревателя, не ниже 20°С.

- включается система охлаждения статора электродвигателя МНА, производится контроль температуры и давления охлаждающей жидкости;

- включается система затвора двойных торцевых уплотнений магистрального насоса, производится контроль температуры и давления затворной жидкости);

- включается система подпора воздуха в корпусе электродвигателя, производится контроль избыточного давления в корпусе электродвигателя;

- включается приточная вентиляция, производится контроль избыточного давления в воздухопроводе приточной вентиляции;

- открываются электроприводные задвижки на входе и выходе магистральных агрегатов, подпорных агрегатов, фильтрах грязеуловителях, трубопроводах подключения технологических резервуаров, трубопроводах подключения резервуаров аварийного сброса, технологических трубопроводах НПС, трубопроводах подключения блоков предохранительных клапанов, (в зависимости от схемы запуска), производится сброс воздуха из корпусов агрегатов;

- система автоматического регулирования оборотов привода (ЧРП) настраивается на рабочее давление на входе и выходе НПС по карте технологических режимов [1].

Сообщение о готовности (неготовности) НПС к пуску отображается на экране монитора автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора НПС и АРМ диспетчера РДП с указанием, при неготовности конкретной вспомогательной системы или единицы оборудования. Сообщение о готовности НПС к пуску фиксируется в оперативном журнале.

При неготовности вспомогательных систем или оборудования, подготовка к пуску оборудования НПС прекращается до устранения неисправности.

Системы автоматизации и телемеханизации, система диспетчерского контроля и управления позволяют управлять основным и вспомогательным оборудованием НПС как по месту (в автоматическом, или ручном режиме при возникновении нештатной ситуации), так и с АРМ оператора НПС.

Магистральные и насосные агрегаты могут находиться в одном из следующих состояний:

- в работе;

- в «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

- в «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготовительных работ;

- в ремонте.

Для того чтобы МНА, находящийся в «горячем» резерве был запущен в работу, должна сработать автоматика АВР - автоматического включения резервного агрегата при отключении собственной защитой работающего агрегата.

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схем электроснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насосного агрегата в момент пуска электродвигателя:

- на открытую задвижку;

- на открывающуюся задвижку.

Автоматика магистрального насосного агрегата обеспечивает возможность пуска по вышеуказанным программам по выбору оператора НПС.

Программа пуска «на открытую задвижку» является предпочтительной. Её применение возможно, если пусковые характеристики электродвигателя и схемы электроснабжения рассчитаны на соответствующий режим. Следует отметить, что при пуске на открытую задвижку проходит глубокая посадка напряжения.

Программа пуска «на открывающуюся задвижку» используется при невозможности применения предшествующей программы. Помимо двух основных программ, рассмотренных выше, применяется программа «на открывающуюся задвижку на приёме насосного агрегата и на открывающуюся задвижку на выходе насосного агрегата». Пуск агрегата по этой программе можно производить при заполненном нефтью насосе. Промежуток времени между началом открытия задвижек и пуском насоса определяется индивидуально для каждой НПС. Автоматический ввод резервного магистрального насосного агрегата осуществляется на полностью открытые задвижки, возможность плавного изменения крутящего момента электродвигателя при «тяжелом пуске», на полностью открытые задвижки, во всем диапазоне скоростей осуществляется применением ЧРП с трансформаторами-преобразователями.

Следует отметить, что во всех режимах работы магистрального нефтепровода регулирование давления осуществляется с помощью УРД и ЧРП МНА на НПС путём установки нужных параметров с АРМ оператора НПС или диспетчера РНУ.

Изменение производительности для заданного количества работающих МНА на НПС в диапазоне расходов от Qmin до Qmax и возврат на Qmin осуществляется изменением заданного давления на выходе НПС, вследствие одновременного изменения частоты вращения всех МНА на НПС. Основные постоянно контролируемые параметры работы МНА приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основные постоянно контролируемые параметры МНА

Наименование контролируемого параметра

Значения уставок защит

предельная

аварийная

Температура подшипников скольжения насоса (с полевой и приводной сторон),°С

65

75

Температура упорных подшипников насоса,°С

65

75

Температура корпуса насоса,°С

50

60

Температура подшипников скольжения мультипликатора,°С

65

75

Температура упорного подшипника мультипликатора,°С

65

75

Температура подшипников электродвигателя,°С

65

75

Температура обмоток статора электродвигателя,°С

110

115

Температура горячего воздуха на выходе из статора,°С

95

100

Максимальная температура масла в коллекторе системы смазки,°С

60

Давление масла в коллекторе системы смазки

минимальное, кПа

25

Вибрация подшипников скольжения насоса, мм/с

6

7,1

Вибрация подшипников электродвигателя, мм/с

6

7,1

Вибрация подшипников мультипликатора, мм/с

6

7,1

Агрегатные защиты МНА должны обеспечивать остановку данного МНА. Перечень параметров контроля состояния МНА и порядок работы защит приведен в приложении Б (таблица Б.1). Параметры контроля состояния МНА должны уточняться в соответствии с требованиями изготовителей оборудования.

Алгоритм функционирования агрегатной защиты работающего МНА в соответствии c режимом управления должен предусматривать:

- автоматическую остановку МНА;

- отключение индивидуальных вспомогательных систем МНА.

Для остановленного МНА в случае срабатывания агрегатной защиты, алгоритм которой в соответствии с приложением Б (таблица Б.1) требует закрытия задвижек на входе и выходе МНА, должно выполняться закрытие задвижек на входе и выходе данного МНА. Закрытие задвижек на входе и выходе МНА, отключение индивидуальных вспомогательных систем МНА выполняется только после подтверждения отключения высоковольтного включателя (ВВ) привода МНА.

При наличии соответствующих требований, после подтверждения отключения ВВ привода МНА агрегатной защитой системой автоматизации без выдержки времени должен выполняться АВР МНА (автоматический пуск МНА, находящегося в режиме «резервный»). АВР МНА выполняется только в том случае, если защита, требующая АВР, сработала на работавшем МНА. АВР МНА не производится в случае срабатывания агрегатной защиты во время выполнения программы пуска МНА.

Агрегатные кнопки «Стоп» для аварийной остановки МНА размещаются:

- в операторной НПС на панели блока ручного управления;

- на агрегатной приборной стойке в насосном зале.

Агрегатная кнопка «Стоп» должна иметь надпись «СТОП МНА» с указанием технологического номера агрегата.

Подключение кнопок «Стоп» аварийной остановки МНА к системе автоматизации и к системе энергоснабжения НПС должно обеспечивать отключение ВВ привода МНА как по каналам управления системы автоматизации, так и без их участия напрямую с кнопки.

Датчики виброскорости для МНА должны быть установлены на всех подшипниковых опорах насоса и электродвигателя и выполнять измерение вертикальной и горизонтальной составляющих среднеквадратичного значения виброскорости подшипниковой опоры.

Датчик контроля осевого смещения ротора насоса должен устанавливаться на подшипниковой опоре насосного агрегата со стороны радиально-упорного подшипника.

От момента включения ВВ привода МНА и до момента его отключения должна функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2».

Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» должна формироваться с выдержкой времени 2 секунды при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА значения 18,0 мм/с.

Через 30 секунд после подачи команды на включение ВВ привода МНА и до его отключения должна дополнительно к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1».

Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться с выдержкой времени 5 секунд при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА значения 7,1 мм/с.

Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» отключается для всех МНА при пуске одного из МНА данной НПС на время 30 секунд от момента включения ВВ привода.

Общестанционные защиты НПС при срабатывании должны осуществлять один из алгоритмов остановки МНА и ПНА:

- одновременная остановка всех работающих МНА, ПНА;

- одновременная остановка всех работающих МНА;

- последовательная остановка всех работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти работающего МНА;

- остановка одного (первого по потоку нефти) из работающих МНА;

- последовательная остановка всех работающих МНА (начиная с первого по потоку нефти МНА), с одновременной остановкой всех работающих ПНА с выдержкой времени до 5 секунд после подтверждения отключения всех ВВ приводов работавших МНА.

Алгоритм одновременной остановки МНА, ПНА должен предусматривать одновременную подачу команд остановки всех работающих МНА, ПНА.

Алгоритм последовательной остановки МНА должен предусматривать последовательную остановку работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти. Интервал времени между командами остановки МНА должен составлять три секунды.

Одновременная остановка всех работающих насосных агрегатов без выдержки времени от момента срабатывания защиты должна выполняться только для защит:

- «Пожар» на технологических объектах;

- аварийная остановка МНС кнопкой «СТОП МНС»;

- аварийная остановка ПНС кнопкой «СТОП ПНС».

При срабатывании общестанционных защит, связанных с аварийным состоянием вспомогательных систем, производится последовательная остановка насосных агрегатов МНС.

Подпорная насосная станция.

Подпорная насосная станция представлена тремя ПНА с насосами марки «Sulzer». Центробежные насосы марки «Sulzer» VCRD 18х30х30BN, двухступенчатые, с вертикальным корпусом, с закрытыми узлами всасывающего стакана, закрытыми рабочими колёсами, с одинарными торцовыми уплотнениями патронного типа фирмы Burgmann, предназначены для подачи нефти плотностью от 800 до 950 кг/м3, температурой от минус 100°С до плюс 50°С, из вертикальных стальных резервуаров на прием магистральных насосов и создания необходимого кавитационного запаса (4 м) для их работы, в качестве подпорных насосов, а так же в зависимости от технологической схемы, для раскачки резервуаров в которые производится сброс нефти из системы предохранительных устройств защиты нефтепровода от превышения давления, в качестве вспомогательных насосов. Основные контролируемые параметры работы ПНА приведены в таблице 1.2. Подпорные насосы на НПС комплектуются программным управлением агрегатом (ПУА), устанавленным в операторной [2].

Системы автоматизации и телемеханизации, система диспетчерского контроля и управления позволяют управлять основным и вспомогательным оборудованием НПС как по месту (в автоматическом, или ручном режиме при возникновении нештатной ситуации), так и с АРМ оператора НПС.

Таблица 1.2 - Основные постоянно контролируемые параметры работы ПНА

Наименование контролируемого параметра

Значения уставок защит

предельная

аварийная

Вибрация подшипников насоса и подшипников электродвигателя, мм/сек;

6

7,1

Максимальное давление утечки нефти через торцевое уплотнение ПНА, МПа

0,5

1

Температура масла в маслянном картере подшипника насоса:

- минимальная, С

- максимальная, С

10

40

Минимальная температура воздуха в корпусе двигателя, С

-20

Максимальная температура обмоток статора электродвигателя, С

45

Аварийно минимальное давление на выходе работающего ПНА, МПа

0,5

Перепад давления на фильтре-решетке ПНА:

- минимальный, МПа

- максимальный, МПа

0,03

0,05

Системы автоматизации и телемеханизации, система диспетчерского контроля и управления позволяют управлять основным и вспомогательным оборудованием НПС как по месту (в автоматическом, или ручном режиме при возникновении нештатной ситуации), так и с АРМ оператора НПС.

Подпорные насосные агрегаты могут находиться в одном из следующих состояний:

- в работе;

- в «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

- в «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготовительных работ;

- в ремонте.

Управляемая остановка подпорного насоса может быть осуществлена дистанционно с АРМ оператора НПС, системой автоматики в аварийном режиме, а так же по месту обслуживающим персоналом. Аварийная остановка насоса по месту производится путём нажатия кнопки «Стоп». Контроль аварийной остановки осуществляется системой автоматики.

Система защиты от повышения давления.

Система предохранительных клапанов предназначена для защиты нефтепровода от гидравлического удара, превышения допустимого давления. При превышении в нефтепроводе давления настройки (Рн - давление настройки срабатывания клапана DANFLO), устройство начнёт сбрасывать нефть. Сброс будет осуществляться до тех пор, пока давление в нефтепроводе не достигнет давления несколько ниже настроечного (допускается до 0,9 Рн).

Защиту НПС от превышения давления в магистральном трубопроводе диаметром 1220 мм обеспечивает узел предохранительных клапанов №1. Давление настройки узла предохранительных клапанов №1 5,45 МПа.

Защиту трубопроводов РП НПС от превышения давления обеспечивает узел предохранительных клапанов №2. Давление настройки узла предохранительных клапанов №2 0,8 МПа. При повышении давления перед узлом предохранительных клапанов №2 до 1,0 МПа микропроцессорная система автоматики (МПСА) НПС-21 автоматически открывает задвижку для сброса нефти в РАС. Защиту трубопровода подачи нефти на наливную железнодорожную эстакаду от превышения давления обеспечивает узел предохранительных клапанов №3. Давление настройки узла предохранительных клапанов №3 2,0 МПа. При повышении давления перед узлом предохранительных клапанов №3 до 2,25 МПа МПСА НПС-21 автоматически открывает задвижку для сброса нефти в РАС. Параметры работы предохранительных клапанов приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Параметры работы предохранительных клапанов

Параметр

Значение

Давление номинальное Рн (максимальное рабочее давление), МПа

6,3

Давление при котором ПК должен полностью открыться, не более

1,15 Рн

Давление настройки, МПа

от 1,5 до 4,5

Шаг измерения давления настройки, МПа

0,1

Давление закрытия Р3, не более

0,9 Рн

Расход, сбрасываемый через узел сброса, м3

9600

Узел предохранительных клапанов состоит из клапанов DANFLO (до 4 штук) с пневматической системой управления, стойкой для баллонов, стойкой для клеммных коробок и ресиверов. Всё оборудование смонтировано на единой раме. Каждый клапан с помощью шкафа управления настраивается на давление срабатывания (Рн) индивидуально (независимо) путём задания давления газа (Рг) в газовой полости поршня клапана. Подача газа в шкаф осуществляется от стойки газовыми баллонами. Баллоны объединены в 2 группы, основную и резервную, по 8 штук в группе. Стойка для баллонов общая для всех клапанов устройства. Поэтому израсходование газа из двух групп баллонов приведёт к выводу из рабочего состояния всех клапанов.

Шкаф управления предназначен для индивидуального задания давления газа в газовой камере клапана (до 4-х клапанов). Значение давления задаётся с помощью редукторов управляемых или ручных. С одного входа газ подаётся на четыре панели с одной группу баллонов, называемой основной, а с другого - через соленоидный клапан из резервной группы баллонов. При снижении давления газа в основной группе баллонов ниже 6 МПа, по команде датчика давления соленоидный клапан переключит подачу газа из основной группы баллонов на резервную, а в операторную будет подан сигнал о наступлении данного события. При снижении давления газа в резервной группе баллонов ниже 6 МПа, по команде другого, аналогичного, датчика давления в операторную будет подан сигнал о наступлении этого события.

Значение давления в газовой камере клапана контролируется с помощью датчиков Fisher Rosemount, с выдачей сигнала постоянным током в пределах 4-20 мА. При этом, 4 мА соответствуют давлению 0 (ноль) МПа, 20 мА - 5,52 МПа.

Существует два возможных режима управления давлением срабатывания предохранительных клапанов:

- дистанционная настройка (основной);

- настройка по месту (аварийный режим работы).

Дистанционная настройка предполагает настройку давления срабатывания клапана Danflo с помощью редуктора ER3000 из операторной НПС. В качестве управляющего сигнала, на ER3000 подаётся калиброванный постоянный ток 4-20 мА. Зависимость давления в полости клапана от тока - линейная.

Настройка по месту применяется при неисправности редуктора ER3000 и предполагает использование ручного редуктора давления Tescom.

Система автоматического регулирования давления.

Затворы дисковые поворотные (заслонки) предназначены для регулирования давления жидких сред, а также в качестве запорно-регулирующих устройств трубопроводов.

Регулятор давления (рисунок 1.2) представляет собой круглую дисковую заслонку с уплотнением, позволяющим обеспечить перекрытие потока. Уплотнение затвора обеспечивается смещением оси вращения диска и применением уплотняющего резинового шнура или наплавленного уплотнения. Управление затворами дисковыми осуществляется с помощью электропривода МИРД-600 («МИРД» - механизм исполнительный регулятора давления).

Работа узла регулирования давления «до себя» №1 на НПС-21 производится заслонками диаметром 400 мм по одной из следующих схем:

- регулирование по последовательной схеме двумя заслонками;

- регулирование по параллельной схеме двумя заслонками;

- регулирование одной заслонкой.

1 - фланец; 2 - дисковая заслонка; 3 - уплотнитель; 4 - вал привода заслонки

Рисунок 1.2 - Конструкция регулятора давления

Значение давления «до себя», которое должен поддерживать узел регулирования №1 НПС-21, передается контроллером единой системы управления (ЕСУ) в МПСА НПС-21. Значение прикрытия заслонок для поддержания заданного значения давления «до себя» определяется МПСА НПС-21 по ПИД-закону регулирования, который должен учитывать схему работы узла. Заслонки регулирования имеют диапазон пропорциональности от 13° до 75°. Диапазон регулирования положением заслонки ПИД-закона регулирования от 13° до 90°.

Программа МПСА НПС-21 при формировании задания положения заслонок УРД №1 НПС-21 должна удовлетворять следующим требованиям:

- при подаче уставки регулирования давления от контроллера ЕСУ в МПСА равной 10 МПа производится закрытие заслонки по линейному закону в течение 15 секунд;

- при сохранении уставки в 10 МПа заслонка удерживается в полностью закрытом положении;

- при подаче уставки меньшей 10 МПа при полностью закрытой заслонке производится её открытие до 13° по линейному закону в течение 15 секунд;

- при открытии заслонки по ПИД-закону более 75° производится полное открытие заслонки;

- при полностью открытой заслонке заслонка удерживается в полностью открытом положении до снижения величины регулирования ПИД-законом до 70°;

- в остальных случаях положение заслонки определяется величиной регулирования ПИД-закона.

Положение заслонки в 0° означает её полное закрытие, в 90° - полное открытие. Отображение положения заслонки на АРМ диспетчера должно выполняться в процентах закрытия.

Работа узла регулирования давления «до себя» №2 на НПС-21 производится заслонками диаметром 400 мм по одной из следующих схем:

- регулирование по параллельной схеме двумя заслонками;

- регулирование одной заслонкой.

Значение давления «до себя», которое должен поддерживать узел регулирования №2 НПС-21, передается контроллером ЕСУ в МПСА НПС-21. Значение прикрытия заслонок для поддержания заданного значения давления «до себя» определяется МПСА НПС-21 по ПИД-закону регулирования, который должен учитывать схему работы узла. Заслонки регулирования имеют диапазон пропорциональности от 16° до 75°. Диапазон регулирования положением заслонки ПИД-закона от 16° до 90° (при положении заслонок УРД №1 НПС-21 больше или равном 13°) или от 32° до 90° (при положении заслонок УРД №1 НПС-21 меньше 13°).

Программа МПСА НПС-21 при формировании задания положения заслонок УРД №2 НПС-21 должна удовлетворять следующим требованиям:

- при открытии заслонки по ПИД-закону более 75° производится полное открытие заслонки;

- при полностью открытой заслонке заслонка удерживается в полностью открытом положении до снижения величины регулирования ПИД-законом до 70°;

- в остальных случаях положение заслонки определяется величиной регулирования ПИД-закона.

При работе алгоритмов управления технологическим участком №2 предусматриваются алгоритмы перехода узлов УРД №1 НПС-21, УРД №2 НПС-21 из параллельной схемы на работу одной заслонкой и обратно и перехода узла УРД №1 НПС-21 из последовательной схемы на работу одной заслонкой и обратно.

Резервуарный парк.

Автоматизация РП должна предусматривать:

- автоматическую защиту технологического оборудования РП;

- автоматическую защиту РП при поступлении сигнала «Пожар в резервуаре» от автоматизированной системы управления пожаротушением (АСУ ПТ);

- контроль параметров работы технологического оборудования РП;

- централизацию управления резервуарным парком;

- регистрацию и отображение информации о работе оборудования РП.

Для централизованного управления резервуарным парком система автоматизации должна выполнять функции:

- измерение уровня нефти в каждом резервуаре;

- измерение средней температуры нефти в каждом резервуаре;

- измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП;

- измерение температуры нефти в пристенном слое резервуара;

- контроль скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;

- сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах;

- сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти;

- сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

- сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;

- сигнализацию превышения давления в трубопроводах резервуарного парка;

- дистанционное управление и контроль режима работы системы размыва донных отложений в резервуарах;

- дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения.

Автоматическая защита оборудования и сооружений резервуарного парка должна предусматриваться по параметрам, указанным в приложении Б (таблица Б.1).

Для защиты резервуара от переполнения система автоматизации подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре верхнего допустимого уровня нефти. Данная защита «Верхний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет все функции.

Для формирования сигнала «Верхний допустимый уровень в резервуаре» должен использоваться сигнализатор уровня, не связанный с измерителем уровня.

Условием формирования защиты «Верхний допустимый уровень в резервуаре» является получение системой автоматизации сигнала хотя бы от одного сигнализатора верхнего допустимого уровня.

Для защиты резервуара при понижении уровня до нижнего допустимого уровня в резервуаре система автоматизации подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара. Данная защита «Нижний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет все функции, указанные в приложении Б (таблица Б.1).

Настройка верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти, должна производиться по утвержденным технологическими картами на резервуары и резервуарные парки.

Сигнализация верхнего аварийного, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного, минимального уровня, уровня, обеспечивающего безопасную работу системы размыва донных отложений во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти, должна формироваться на основании измерений, полученных системой измерения уровня нефти в резервуаре.

В системе автоматизации при контроле скоростей заполнения и опорожнения должна предусматриваться сигнализация:

- «Предельная максимальная скорость заполнения резервуара»;

- «Предельная максимальная скорости опорожнения резервуара»;

- «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара»;

- «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара».

В качестве контролируемого параметра должно учитываться усреднённое значение скорости заполнения или опорожнения резервуара на основании измерений, полученных системой измерения уровня нефти в резервуаре.

Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости заполнения резервуара. Предельная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной 0,95 указанной величины.

Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. Предельная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной 0,85 максимально допустимой скорости опорожнения резервуара.

Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. Система автоматизации подает команду на открытие задвижки на линии приема нефти в резервуар, используемый для приема аварийного сброса нефти, и выполняет остальные функции, указанныев приложении Б (таблица Б.1).

Действия системы автоматизации РП при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти, также приведены приложении Б (таблица Б.1).

Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. Система автоматизации подает команду остановки первого по ходу МНА на всех МНС, находящихся на линии откачки нефти из этого резервуара (РП) и выполняет остальные функции.

Действия системы автоматизации РП при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти.

Срабатывание защит:

- «Верхний допустимый уровень в резервуаре, используемом для приема аварийного сброса нефти»;

- «Аварийная максимальная скорость заполнения в резервуаре, используемом для приема аварийного сброса нефти».

Должно формировать команды закрытия задвижек на входе в РП и команды автоматической остановки МНА участка МН, подключенного к РП.

Для защиты технологических трубопроводов резервуарного парка от превышения давления должен выполняется сброс нефти в резервуар аварийного сброса или в резервуар, предназначенный для аварийного сброса.

При достижении давления в технологических трубопроводах резервуарного парка значения «Давление открытия первого предохранительного клапана», определенного в соответствии с требованиями «Методики расчета требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с резервуарным парком», должна формироваться сигнализация «Предельное максимальное давление в трубопроводах РП».

При достижении давления в технологических трубопроводах значения на 0,05 МПа больше давления «Полного открытия всех предохранительных клапанов», рассчитанного в соответствии с требованиями «Методики расчета требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с резервуарным парком», должна формироваться защита «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП». При этом выполняется автоматическое открытие задвижки на линии приема в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно ПК.

В случае снижения давления в технологических трубопроводах ниже «Предельного максимального давления в трубопроводе РП» система автоматизации РП должна:

- автоматически деблокировать защиту «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП»;

- сформировать команду на остановку задвижки на линии приема нефти в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно ПК для прекращения ее открытия.

Датчик измерения давления в технологических трубопроводах РП устанавливается перед (по потоку нефти) задвижкой на линии подачи нефти в резервуар аварийного сброса нефти.

Для систем размыва донных отложений с винтовыми перемешивающими устройствами в системе автоматизации необходимо предусматривать:

- контроль состояния электропривода системы размыва;

- контроль силы потребляемого тока электропривода (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности);

- контроль виброскорости (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности);

- контроль вращения вала (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности);

- дистанционное отключение электропривода.

Система автоматизации РП должна обеспечивать отключение (блокировку включения) систем размыва донных отложений в случаях, когда:

- уровень нефти в резервуаре выше верхнего нормативного уровня или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

- получен сигнал «Пожар в резервуаре».

Минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений для резервуаров составляет 5,0 м [3].

Вспомогательные системы.

Система приточно-вытяжной вентиляции предназначена для вентиляции помещения насосной, а также для поддержания температуры в насосном зале. На входе приточной вентиляции для этого установлен калорифер.

Система включается (отключается при отсутствии загазованности) от общей команды на пуск (отключение) вспомогательных систем, поданной оператором с клавиатуры или из РДП по каналам телемеханики (при условии, что вентиляторы находятся в режиме автоматического управления). В этом случае приточно-вытяжная вентиляция включается для продувки насосного отделения перед запуском станции и для работы во время работы станции. Вентиляторы включаются (отключаются) также по команде из операторной на включение (отключение) данного вентилятора.

Система вентиляции включается так же автоматически (если она по каким-то причинам была отключена) при возникновении загазованности в общем укрытии или маслоприямке, при этом дополнительно автоматически на параллельную работу включается резервный вытяжной вентилятор.

Система автоматики приточно-вытяжной вентиляции предназначена для контроля за работой вентиляции, пуска и останова вентиляции.

В состав системы автоматизации входят следующие элементы:

- датчик загазованности ДГО;

- датчик-реле давления;

- датчик температуры TGP - 100P.

Датчик давления разряжения устанавливается после вентиляторов для контроля давления на выходе вентиляторов. Если давление не развивается за

заданный промежуток времени или исчезает во время работы, то система переходит на резервный вентилятор.

При снижении температуры в насосной ниже 20°С к системе приточной вентиляции подключается калорифер для поднятия температуры.

Датчик температуры теплоносителя, предназначен для контроля температуры воды в радиаторе калорифера, так как при понижении температуры в зимнее время возможно замерзание калорифера.

Маслосистема предназначена для принудительной смазки и охлаждения подшипников насосов и электродвигателей магистральных агрегатов.

В состав маслосистемы входят:

- основной насос Allweiler Screw Pump;

- вспомогательный насос с электроприводом;

- масляный бак емкостью 4 мі;

- дуплексный фильтр;

- теплообменник.

Во время работы маслосистемы осуществляется контроль следующих параметров:

- давление масла на всасывании и нагнетании насоса;

- температура масла на сливе из подшипников;

- температура воздуха в системе охлаждения двигателя.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте поставлена задача анализа системы автоматизации, установленной на НПС-21 «Сковородино». Основным показателем, характеризующим работу станции, является количество перекачиваемой нефти. Для ведения оперативного учета нефти применяют расходомеры на входе и выходе НПС. С целью улучшения показателей надежности системы измерения расхода было принято решение об установке дополнительного расходомера на входе НПС. При выборе средства измерения расхода предпочтение было отдано ультразвуковым расходомерам с несколькими измерительными лучами.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Поскольку технические средства автоматизации развиваются быстрыми темпами, была выбрана глубина поиска 5 лет (2006-2010 гг.).

Поиск проводился по индексу МПК G 01 F 1/66 «Измерение объема или массы жидкостей, газов или сыпучих тел путем пропускания их через измерительные устройства непрерывным потоком c измерением частоты, фазового сдвига, времени распространения электромагнитных или других волн, например ультразвуковые расходомеры)».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

полные описания к патентам Российской Федерации;

документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения» (2006 г.);

официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели» (2006-2010 гг.).

2.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна

Индекс МПК

Номера просмотренных патентов

Выявленные аналоги

Россия

G 01 F 1/66

2281648-2398191

№2319933 «Измеритель объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу»

№2353905 «Ультразвуковой расходомер»

№2392588 «Система многопутевого ультразвукового измерения параметров потока частично развитых профилей потока»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ просмотренных устройств показал, что измерение расхода происходит за счет измерения времени прохождения ультразвуковой волны по направлению потока и против него. Для определения характера потока (ламинарный, турбулентный, переходный) применяется измерение различных скоростей по профилю потока. Рассмотрим аналоги, приведенные в таблице 2.1, более подробно.

Измеритель объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу (№2319933) содержит первый и второй электроакустические преобразователи, первый фазовый детектор, первый счетчик электрических импульсов, первый цифроаналоговый преобразователь. Особенность расходомера в том, что с целью повышения точности и надежности измерения, он снабжен дополнительными четырьмя формирователями электрического импульсного сигнала заданной постоянной длительности, двумя формирователями импульсного электрического сигнала, длительность которого управляется входным электрическим сигналом.

Ультразвуковой расходомер (№2353905) содержит управляемый коммутатор, генератор зондирующих импульсов, приемно-усилительный тракт, компаратор, схему формирования уровня, схему измерения времени. Особенность расходомера в том, что происходит излучение ультразвуковой волны по потоку и против него и преобразование ультразвуковой волны в электрический синусоидальный сигнал с последующим преобразованием его в последовательность прямоугольных импульсов. Величину исходного уровня опорного сигнала устанавливают ниже амплитуды первой полуволны синусоидального сигнала.

Система многопутевого ультразвукового измерения параметров потока частично развитых профилей потока (№2392588) содержит: ультразвуковой расходомер с множеством пар датчиков, сконфигурированных для формирования множества путей измерения в трубе, при этом множество путей измерения размещается асимметрично относительно осевой линии трубы; и блок управления. Множество пар датчиков соединено с блоком управления, содержащим процессор и запоминающее устройство. Причем запоминающее устройство хранит программу, имеющую инструкции для определения скорости потока текучей среды на основе модели потока. Модель потока выбирается па основе сравнения оцененного числа Рейнольдса текучей среды с выбранным диапазоном чисел Рейнольдса.

В ходе проделанной патентной проработки было найдено три аналога, разнообразных по своему устройству, но с одинаковым принципом работы. Использование нескольких измерительных лучей позволяет вносить поправку в результат измерения в зависимости от характера потока.

Таким образом, использование приборов, позволяющих измерять расход на основе применения свойств ультразвука, вполне актуально.

3. Автоматизация НПС-21 «Сковородино»

3.1 Структура системы автоматизации

Структурная схема системы автоматизации приведена на рисунке 3.1. Она скомплектована стойкой центрального процессора НПС, расположенной в шкафу устройства связи с объектом (УСО) 1.0. В котором расположены два контроллера с горячим резервированием, соединенным со шкафами УСО 1.1.1 - УСО 1.1.5 для контроля давления на приеме и выкиде НПС, для сигнализации об уровне нефти в емкости сбора утечек ЕП-40, для сигнализации о прохождении очистных устройств и т.д. Так же в операторной находятся: контроллер РП и ПНС (УСО 2.0), контроллер АСУ ПТ (УСО 1.0П), контроллер аварийных защит (КАЗ), АРМ НПС, ПНС и РП (основное и резервное), АРМ линейной части, АРМ АСУ ПТ, серверный шкаф «А», серверный шкаф «В». Постоянство работы шкафов УСО и контроллеров обеспечивается за счет шкафов источников бесперебойного питания. Серверные шкафы через аппаратуру связи имеют соединение с территориальным диспетчерским пунктом (ТДП), шкафами линейной телемеханики. GPS антенна здесь является резервным средством связи.

Первичные приборы расположены в общих укрытиях основных и вспомогательных систем НПС. Вторичные приборы контроля технологических параметров насосной станции размещаются в приборных шкафах, которые расположены в операторной, ЗРУ - 10 кВ, в помещении насосной.

Связь между УСО осуществляется через блок для соединения оптического кабеля ШКО-Н-СТ (по месту) и ШКО-Н-ГИ (операторная) по дублированному оптическому кабелю ОКБс-нг-0.7 (62.5) - 8. Связь и передача данных между контроллерами осуществляется по сети FTE. Передача данных на верхний уровень (АРМ операторов) осуществляется также по сети FTE.

АРМ системы контроля за нормативными параметрами установлено в помещении операторной и подключено к системе диспетчерского контроля и управления (СДКУ).

3.2 Функции системы автоматизации

Система автоматизации основной и подпорной насосной НПС-21 «Сковородино» обеспечивает выполнение следующих функций:

- пуск и остановка магистральных и подпорных насосных агрегатов из операторной, РДП, ТДП;

- защита оборудования НПС;

- контроль и управление оборудованием НПС;

- регулирование технологических параметров;

- контроль и анализ заданных режимов работы;

- отображение информации;

- регистрация информации;

- составление отчетов и сводок;

- ведение архива;

- работа в составе СДКУ;

- информационный обмен с другими системами контроля и управления;

- самоконтроль и самодиагностика аппаратных средств.

3.3 Функциональная схема автоматизации магистрального насосного агрегата

Магистральный насосный агрегат состоит из магистрального насоса, мультипликатора, электродвигателя. Спецификация приборов контроля нормативных параметров работы МНА приведена в таблице 3.1. Защита МНА по параметрам перекачиваемой жидкости обеспечивается датчиками давления (поз. 10-2, 11-1), контролирующими давление во всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Давление во всасывающем трубопроводе ниже минимально допустимого характеризует кавитационный режим работы насоса. Защита по минимальному давлению всасывания (поз. 8), осуществляется с выдержкой времени 15 с, благодаря чему исключается реакция схемы защиты на кратковременное снижение давления при включении насосов и прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Датчик на всасывающем трубопроводе дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае отсутствия требуемого давления после открытия задвижки на всасывающем трубопроводе. Датчик давления на нагнетательном трубопроводе обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если давление на нагнетательном трубопроводе превышает максимально допустимое.

Таблица 3.1 - Спецификация оборудования

Позиция

Наименование

Количество

1

Термопреобразователь ТСМУ-205

1

2

Виброконтроллер СВКА-1-02

1

3-1, 3-2, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2

Датчик температуры Метран 243 (50М)

6

4

Датчик температуры СгТ-04

1

5, 18

Датчик температуры ТСПУ

2

6

Датчик температуры ТСМ

6

7, 14

Измеритель ОМь-4.04

2

8

Контроллер ЭЛЕСИ

1

9

Блок управления задвижкой БУ-50

2

10-1, 11-2, 17-2

Манометр показывающий Метран

3

10-2, 11-1

Датчик давления Honeywell ST 3000

2

12

АРМ оператора

1

13

Прибор контроля утечек OMUV 05-04

1

17-1

Реле давления TRIPOINT

1

Система также контролирует давление масла подшипников насоса, мультипликатора и электродвигателя (поз. 17), контроль осуществляется взрывозащищенными реле давления.

Контроль утечек из торцевых уплотнений насосов (поз. 13), осуществляемый датчиком контроля утечек необходим в связи с тем, что превышение допустимого уровня утечек служит сигналом разрушения торцевых уплотнений.




Подобные документы

  • Описание технологической схемы нефтеперекачивающей станции. Параметры на контроль и управление. Магистральные нефтепроводы. Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти. Магистральные насосные агрегаты. Электродвигатель, система затвора, маслосистема.

    отчет по практике [457,6 K], добавлен 11.03.2016

  • Система автоматизации установки предварительной очистки нефти: структура и взаимодействие элементов, предъявляемые требования, обоснование выбора датчиков и контроллерного средства. Проектирование системы управления установки, расчет надежности.

    дипломная работа [480,3 K], добавлен 29.09.2013

  • Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.

    курсовая работа [970,7 K], добавлен 11.11.2015

  • Особенности газового каротажа при бурении скважин. Основные технические данные, назначение, структура станции. Каналы связи для передачи информации с буровой. Геохимический модуль и газоаналитический комплекс "Астра". Зарубежные аналоги ГТИ станции.

    курсовая работа [2,7 M], добавлен 04.06.2012

  • Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.

    отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015

  • Компонентный состав пластовой нефти Приразломного месторождения. Описание технологической схемы установки. Выбор конструкционных материалов для изготовления аппарата, расчет опор. Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса.

    дипломная работа [2,9 M], добавлен 02.01.2012

  • Основные этапы и факторы, влияющие на процесс вскрытия продуктивного пласта. Конструкция забоя скважины, ее структура и назначение основных элементов. Схема оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа, предъявляемые к нему требования.

    презентация [399,8 K], добавлен 14.12.2014

  • Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.

    отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015

  • Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Принцип действия насоса. Отказы, неполадки оборудования. Техника безопасности на нефтяном предприятии. Общая характеристика Ярегского месторождения. Расчет основных параметров винтового насоса.

    курсовая работа [4,5 M], добавлен 03.06.2015

  • Транспортировка сырой нефти по сети трубопроводов от скважин к хранилищам. Характер износа оборудования. Организация ремонтных работ оборудования по перекачке нефти и газа. Анализ технологической цепочки по ремонту, монтажу и пуску оборудования.

    курсовая работа [306,4 K], добавлен 03.02.2011