2. Кабели уэцн (назначение, марки). Причины отказов кабеля
Ответ:
Кабельная линия служит для подвода напряжения к электродвигателю, состоящего из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой.
Кабельная линия – кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан, состоит из основного кабеля (круглого или плоского типа) и присоединяемого к нему плоского кабеля с муфтой кабельного вывода (удлинитель с муфтой) (рис.3.2.2 и рис. 3.2.3).
Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку, подушку из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы кабеля круглого типа скручены по винтовой линии, а плоского типа уложены параллельно в один ряд.
Рис. 3.2.2. силовой кабель
Рис. 3.2.3. Удлинитель
В качестве основных кабелей могут быть использоваться кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП « Кабели с полиэтеленовой изоляцией для погружных электронасосов» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 90°С. Допускается взамен кабелей КПБК и КПБП использование кабелей марок КППБК и КППБП« Кабели с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 95°С. Для скважин с температурой среды более 95°С в качестве основных должны использоваться теплостойкие кабели марок КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ
« Кабели с полиэтеленовой изоляцией для погружных электронасосов теплостойкие» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 120°С. По сечению жил подразделяется с сечением жил 6мм², 10мм²,16мм², 25мм² и 35мм². В качестве кабеля- удлинителя предусмотрен кабель марки КФСБ "Кабели теплостойкие для погружных электронасосов" с изоляцией из полиимидно – фторопластовой плёнки и фторсополимера, предназначенный для работы при температуре до 160 °С с сечением жил 10мм². Причины отказов кабеля: 1)Сплавление жил кабеля.
2) Некачественное сращивание кабелей кабельной линии.
3) Механическое повреждение при СПО.
4) Коррозия.
5) Неправильный подбор ГНО.
3. Технология снятия замеров дебита скважин, расчёт дебита по "ручному" замеру
Ответ:
Установка автоматизированная групповая «Спутник АМ40» (в дальнейшем – установка) предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин.
Функциональное назначение установок:
1) контроль количества жидкости и газа с выдачей результата в блок управления или в верхний уровень;
2) сигнализация отсутствия потока жидкости в контролируемой скважине.
Эксплуатационное назначение установок – обеспечение контроля за технологическими режимами работы нефтяных скважин.
Областью применения установки являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Количество подключаемых скважин 1-14
Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3\сут, в пределах от 1 до 400
Рабочее давление, МПа, не более 4,0
Питание электрических цепей:
род тока переменный
напряжение, В 380\220
отклонение напряжения питания сети,% от минус 15
до плюс 10
частота переменного тока, Гц 50±1
потребляемая мощность, кВА, не более 10
Характеристика окружающего воздуха:
интервал температур, оС от минус 50
до плюс 45
Характеристика рабочей среды:
температура, оС, в пределах от 5 до 70
кинематическая вязкость жидкости при температуре 20оС, м2/с, в пределах от 1×10-6
до 120 ×10-6
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах от 0 до 98
содержание парафина, массовая доля, % до 7
содержание механических примесей, мг/л, не более 3000
размер механических примесей, мм, не более 5
содержание сероводорода, объемное, % до 2
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования
технологического блока взрывозащищенное
Исполнение электрооборудования блока аппаратурного обыкновенное
Средний срок службы установки до списания 8 лет.
СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ
Каждая установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.
УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ
Технологическое оборудование работает следующим образом: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик (ТОР1-50) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ.
Блок технологический АЗГУ "Спутник АМ 40-N-400"
а. Вход продукции скважин
б. Выход в коллекторв. Дренажг. Сброс с предохранительного клапана
1. Устройство распределительное
2. Переключатель скважин многоходовой (ПСМ)
3. Емкость сепарационная
4. Ввод силового кабеля
5. Вентиляция
6. Электроотопление
При работе устройства регулирования расхода в зависимости от уровня жидкости в сепараторе могут наблюдаться следующие положения заслонки и регулятора расхода:
1) Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты. При этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и создание избыточного давления внутри сепаратора.
2) Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт. При этом положении уровень жидкости в сепараторе также высокий. Жидкость под воздействием избыточного давления внутри сепаратора пропускается через счетчики. Продолжительность истечения жидкости через счетчики зависит от количества поступающей продукции со скважины. При понижении уровня жидкости ниже половины диаметра нижней емкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления газа в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости
Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жидкость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР , затем направляется в общий трубопровод.
Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Счетчик ТОР выдает на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитным счетчиком. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода гп-1м (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод ПСМ под воздействием давления ГП перемещает поворотный патрубок ПСМ и на измерение подключается следующая скважина
Длительность измерения определяется программой.
Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий.
«Спутник Б» аналогичен по устройству со «Спутником А», но в нем дополнительно устанавливается счетчик для замера газа.
Установки «БИУС» предназначены для измерения количества продукции малодебитных скважин (до 100 м3/сут).
На старых промыслах (например Жирновское м/р) применяются также для замера дебита малодебитных скважин замерные траппы.
Методика подсчета.
Если АГЗУ подключено к телемеханике, то замер дебита за определенный интервал времени автоматически пересчитывается на сутки.
При ручном замере снимаются показания счетчика до и после замера с точность до литров
Алгоритм расчета:
Ncчетчика кон. - Ncчетчика нач.
Qж = х 1,44
t кон. - t нач.
Ncчетчика – показания счетчика в литрах;
t – время в минутах.
Чем ниже дебит скважины, тем должно быть продолжительнее время замера.
Малодебитные скважины (менее 5 м3/сут) желательно ставить на суточный замер.
4. Первая помощь при переохлаждении
Ответ:
При появлении озноба и мышечной дрожи необходимо дополнительно укрыть, предложить тёплое сладкое питьё или пищу с большим содержанием сахара. При возможности дать 50 мл алкоголя и доставить в течении 1 часа в тёплое помещение или укрытие. В тёплом помещении – немедленно снять одежду и поместить в ванну с температурой воды 35 - 40°С или обложить большим количеством тёплых грелок. После согревающей вынны обязательно укрыть тёплым одеялом или надеть тёплую сухую одежду. Продолжать давать тёплое сладкое питьё до прибытия врачей.
5. Что включают в себя планы по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций?
Ответ:
План должен содержать:
Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнения мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.
Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.
Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии.
Схемы расположения основных коммуникаций.
Списки инсрументов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящейся в аварийных шкафах, с указанием их количества и основной характеристики.
В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:
2.1 Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от аварии.
2.2 Действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуацию людей и предусмотренных мероприятий.
2.3 Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии).
2.4 Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опаных веществ.
2.5 Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны.
2.6 Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия технического персонала по ликвидации аварий, предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжёлых последствий аварий, Порядок взаимодействия с газоспасательными и другими специализированными службами.
Размещено на Allbest.ru