Принцип работы нефтяной буровой установки

С их помощью бурят скважины на суше и в море. В первом случае чаще используют передвижные установки. Во втором случае их размещают на эстакадах, плавучих платформам или судах.

Они предназначены для бурения скважин следующих типов:

1. Эксплуатационных. Позволяют добывать нефть и газ.
2. Нагнетательных. С их помощью закачивают в продуктивные слои воду, газ или обычный воздух. Благодаря этому удается поддерживать в них необходимое для извлечения сырья давление, тем самым увеличивается эффективность использования добывающих скважин.
3. Разведочных. Они позволяют находить месторождения и определять их контуры. При этом проводят испытания и оценивают запасы черного золота.
4. Специальных (опорных, параметрических, оценочных и контрольных). Позволяют специалистам изучить пластовое строение участка, определить изменение свойств продуктивного пласта, отслеживать давление, а также определить уровень выработки определенных участков. Также с их помощью нефтяники обеспечивают внутрипластовое горение, газифицируют нефть, сбрасывают сточные воды в нижние слои и т. д.
5. Структурно-поисковых. Позволяют определить расположение нефтегазоносных структур по верхним маркирующим горизонтам. При этом информацию удается получить с помощью неглубоких и недорогих скважин.

Классы и виды АСУ ТП

АСУ подразделяется на определенные классы, от которых зависит состав АСУ и её производительность:

1. Децентрализованные. Эффективно использовать в том случае, если нужно провести автоматизацию работы независимых объектов.
2. Централизованные. Позволяет реализовать все процессы производства в одном органе управления. В таком случае, этот орган управления будет заниматься полностью всем сбором и обработкой информации. Преимуществом такой системы является простое и автоматическое взаимодействие между собой разных подсистем.
3. Рассредоточенные. Особенностью этого класса является сохранение принципа централизованного управления. При этом определенные функции устройств относятся к общим для всей системы, а некоторые подключаются к индивидуальным устройствам канала. Недостатком такой АСУ являются более сложные информационные процессы, использование большого количества технических средств.
4. Иерархические. Используются для автоматизации сложных систем, в которых требуется применение алгоритмов повышенной сложности. В таком случае централизованное управление невозможно. Задачи разделяются по группам, которые характеризуются разными требованиями по времени реакции на событие.

Существуют также разные виды АСУ. К ним относится управление технологическим процессом и производством. Первое решает задачи управления техническими объектами, а второе – задачи организации производства.

Схема блокировки последовательности управления двух электродвигателей

Ниже приведена схема управления компрессорной установкой на несколько двигателей:

На ней изображены:

1. Q – выключатели;
2. F – предохранители, на случай резкого скачка тока;
3. КМ – магнитные пускатели, препятствующие одновременной работе 2 двигателей;
4. КК – тепловое реле, реагирующее на нагрев мотора и отключающее его;
5. SBC – механические выключатели, на случай аварии;
6. SBT – механические включатели;
7. Q3 – вспомогательный выключатель, на случай поломки первых.

В схему управления электродвигателем можно включать дополнительные цепочки, при увеличении количества моторов.

Какие задачи выполняет АСУ

Предназначается для следующих задач:

При выполнении задач оператор находится за пультом на своем рабочем месте. Причем он все контролирует дистанционно на значительном удалении от технологического процесса. Система своевременно собирает данные и предоставляет их на монитор компьютера, регистрирует и контролирует заданные параметры.

Преимущества АСУ ТП

Создание и воплощение в жизнь системы автоматизации технологического процесса компанией «Энергопуск» обладает следующими достоинствами:

Автоматизированные системы управления ТП разрабатываются согласно ГОСТам 34.601-90, 34.602-90, 34. 201-90 и методическим указаниям РД 50-682-89 и РД 50-680-88. Для максимальной безопасности все составляющие АСУ проходят тщательную проверку. Доступ к ним осуществляется про помощи пароля. Причем код будет различным для оператора и его руководителя. Это обеспечивает двухуровневую систему защиты, предотвращает несанкционированное внедрение в производственный процесс.

Остались вопросы?
Специалисты ЭНЕРГОПУСК ответят на Ваши вопросы:
8-800-700-11-54 (8-18, Пн-Вт)

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

• сборочные единицы;
• сварные соединения;
• планировку площадки;
• правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления;
• кабельного журнала и акта на скрытые работы.

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

1. через сепаратор на ручном режиме;
2. через сепаратор на автоматическом управлении;
3. через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

• закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
• открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
• закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

• закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
• открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
• закрыть задвижки второго ряда (19)
• производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

• открыть задвижку (24)
• открыть задвижки второго ряда (19)
• закрыть задвижки первого ряда (18)
• установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
• закрыть задвижку (23)
• стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
• установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

• произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
• включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ. Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
• поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
• замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
• открыть задвижки первого ряда (18)
• открыть задвижки (28,22,23)
• закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
• открыть краны под манометрами.
• задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Преимущества автоматического управления отопительными системами

Современные отопительные системы преимущественно панельного, либо панельно-лучистого типа. Это радиаторы, комбинация теплого водяного пола с радиаторами или только теплый пол. Настроить и поддерживать желаемые параметры отопления можно вручную – с помощью встроенных насосно-смесительных узлов. Особенно, если напольный подогрев частичный. Ручная регулировка по собственным ощущениям температуры в помещениях и степени нагрева отопительных элементов обеспечивает нормальную работу системы. Но полностью раскрыть ее потенциал такой способ управления не способен. Необходимо учитывать и высокую тепловую инерционность теплого пола, из-за которой выход на заданный режим происходит медленнее, чем в радиаторных системах, что дополнительно снижает удобство ручной балансировки.

Тогда как автоматическая настройка и управление обладает рядом преимуществ.

Автоматические системы управления отоплением (охлаждением) обеспечивают точную настройку рабочих параметров с учетом потребностей владельцев и поддержание заданного режима в течение всего периода использования. Они позволяют полностью задействовать функционал оборудования, повысить уровень комфорта и значительно сократить затраты на отопление. По сравнению с ручной настройкой экономия составит до 20%.

Еще одним достоинством автоматики является защита напольных покрытий – система не допустит повышения температуры теплоносителя выше ограничения. Превышение рекомендованной температуры на поверхности пола может вызвать порчу напольного покрытия. Контролируя работу системы напольного обогрева можно не только создать комфортные условия, но и надолго сохранить отличное состояние отделочных материалов.

Основные параметры и характеристики обсадного стола

Ход подъемных цилиндров – 400 мм

Угол колебания — 24°

Максимальное давление – 300 бар

Рабочее давление – 200 бар

Максимальное усилие извлечения – 1210 кН

Максимальное усилие погружения — 1120 кН

Крутящий момент – 1350 кНм

Максимальное усилие зажима трубы – 330 кН

Вес базовой модели кг 7800

Компания LEFFER уже на протяжении многих лет является лидером в производстве обсадных столов, начав свою производственную в 1946 году. В наше время многие компании занимаются производством обсадных столов для буровых, но действительно качественное оборудование производят единицы.

В случае необходимости в дополнительной информации, просим Вас связаться с нами используя контактные данные, указанные ниже. Мы ответим Вам в самый короткий срок.

Автоматизированные тепловые станции

В 1992 году организация, управляющая московской коммунальной энергетикой – МОСТЕПЛОЭНЕРГО – приняла решение на одной из своих новостроек внедрить современную АСУ ТП. Была выбрана районная тепловая станция РТС «ПЕНЯГИНО». Первая очередь станции строилась в составе четырёх котлов типа КВГМ-100.
В это время развитие Ремиконтов привело к появлению программно-технического комплекса ПТК КВИНТ.В состав комплекса кроме самих Ремиконтов входила операторская станция на базе персональной ЭВМ с полным программным обеспечением, пакет программ системы автоматизированного проектирования САПР.

Функции АСУ ТП районной тепловой станции:

• полностью автоматический пуск котла из холодного состояния до выхода на рабочий режим путём кликания на экране монитора кнопки «ПУСК»;
• поддержание температуры выходной воды в соответствии с температурным графиком;
• управление расходом питательной воды с учётом подпитки;
• технологические защиты с отключением подачи топлива;
• контроль всех теплотехнических параметров и представление их оператору на экране персональной ЭВМ;
• контроль состояния агрегатов и механизмов – «ВКЛЮЧЕН» или «ВЫКЛЮЧЕН»;
• дистанционное управление исполнительными механизмами с экрана монитора и выбор режима управления – ручной, дистанционный или автоматический;
• информирование оператора о нарушениях в работе контроллеров;
• связь с диспетчером района по цифровому информационному каналу.

Техническая часть системы была скомпонована в четырёх шкафах – по одному на каждый котёл. В каждом шкафу установлены четыре контроллера в каркасно-модульном исполнении.

Задачи между контроллерами распределены таким образом:

Контроллер №1 выполнял все операции по пуску котла. В соответствии с алгоритмом пуска, который был предложен Теплоэнергоремонтом:

• контролер включает дымосос и вентилирует топку и дымоходы;
• включает вентилятор подачи воздуха;
• включает насосы подачи воды;
• подключает газ на розжиг каждой горелки;
• по контролю наличия пламени открывает основной газ на горелки.

Контроллер №2 выполнен в дублированном варианте. Если во время пуска котла сбой техники не страшен, так как можно остановить программу и начать всё сначала, то второй контроллер ведёт основной режим в течении длительного времени.

Особая ответственность на нём в холодное время года. При автоматической диагностике нештатной ситуации в котельной происходит автоматическое безударное переключение с основного контроллера на резервный. На этом же контроллере организованы технологические защиты.
Контроллер №3 предназначен для выполнения менее ответственных функций. При его отказе можно вызвать ремонтника и некоторое время переждать. На этом же контроллере запрограммирована модель котла.

С её помощью проводится предпусковая проверка работоспособности всей программы управления. Её же используют при обучении оперативного персонала.
Работы по созданию головных АСУ ТП московских РТС ПЕНЯГИНО, КОСИНО-ЖУЛЕБИНО, БУТОВО, ЗЕЛЕНОГРАД проводил коллектив в составе МОСПРОМПРОЕКТ (проектные работы), ТЕПЛОЭНЕРГОРЕМОНТ (алгоритмы управления), НИИТеплоприбор (микропроцессорная центральная часть системы).