52. Технологическая схема нтс газа с вертикальными сепараторами.

Данная технологическая схема построена на основе техно­логической схемы НТС с применением ингибиторов гидратообразования. Сепаратор С1 является сепаратором первой сту­пени, а сепаратор С2 - низкотомпературным сепаратором. Первая ступень редуцирования газа осуществляется штуцером Ш1, а вто­рая ступень - штуцером Ш2. Сухой газ из сепаратора С2 прохо­дит в межтрубное пространство теплообменника Т1, где нагре­вается сырым газом, и через замерную диафрагму 1а направляется в коллектор группового пункта. Впрыск концентрированного ДЭГ осуществляется из емкости Е2 высоконапорным дозировочным насосом Н1. Разделение конденсата и насыщенного ДЭГ, сбрасываемых из сепараторов С1 и С2, осуществляется в разделительной емкости Е1. Отделение от НДЭГ влаги осуществляется в устройстве регенерации УР.

Технологическая схема НТС газа с вертикальными сепараторами датчиками контроля техно­логических параметров и исполнительными устройствами

Для лучшего разделения смеси конденсат-НДЭГ сепаратор С2 и емкость Е1 снабжены змеевиковыми подогре­вателями. Подогрев производится частью газа высокого давления, который после сепаратора С1 направляется в огневой подогрева­тель газа ОП и через змеевики подогреваемых аппаратов вновь возвращается в газовый поток перед теплообменником Т1. Подо­грев газа в огневом подогревателе ОП и насыщенного ДЭГ в устройстве регенерации УР осуществляется при сжигании топлив­ного газа ТГ в их топках.

53 Условные обозначения элементов измерительных и регулирующих приборов.

Старое обозначение	Новое обозначение	Название
1. Чувствительный элемент
			давление
			температура
			уровень
			расход
			2. Исполнительный механизм с регулирующим органом
			3. Попутные преобразователи
4. Функциональные приборы
		узел умножения на постоянный коэффициент
		узел извлечения квадратного корня
		узел ограничения сигналов
		позиционный регулятор уровня
		изодромный регулятор (П-регулятор)
		изодромный регулятор (соотношение расходов двух потоков)
		5. Вторичный прибор с задатчиком имеет переключатель вида работ
		6. Насос

36 Классификация методов измерения расхода

Измерение количества протекающей по трубопроводу жидко­сти газа или пара за определенный отрезок времени или в каж­дый данный момент имеет большое значение для учета нефтепро­дуктов, газа и пара при отпуске их, а также для контроля и регу­лирования технологических процессов состояние данной скважины. Режим эксплуатации газокомпрессорной сква­жины определяется количеством рабочего агента и давлением, под которым его подают в скважину. Технологический процесс подготовки нефти на бурения и добычи нефти и газа. Количество нефти, воды и газа, добываемое из каждой сква­жины, является не только учетным фактором, но представляет собой важнейший параметр, по которому определяют ход разра­ботки нефтяного месторождения и геолого-техническое промыслах (обезвоживание, обессоливание и стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химического реаген­та, значение которых необходимо контролировать и регулировать. Метод поддержания пластового давления нефтяного месторо­ждения законтурным заводнением предусматривает закачку в пласт через нагнетательные скважины большого количества воды, учет которых для контроля процесса заводнения обязателен. Технологический процесс гидравлического разрыва пласта возможен только при непрерывном контроле расхода жидкости, закачиваемой в пласт. Глубинные расходомеры представляют собой одно из важней­ших средств изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы нефтяных и нагнетательных скважин. Расход вещества измеряют в объемных (м3/с) и массовых едини­цах (кг/с). Расходомеры по принципу действия можно разделить на объем­ные, скоростные, постоянного и переменного перепада давления. К скоростным расходомерам можно также отнести индукционные, ультразвуковые и радиоактивные.