Фиксация положения вала переключателя псм осуществляется (4 видео)

Описание корпуса ПСМ, условий его работы, анализ состояния рассматриваемой детали с точки зрения износостойкости и причин отказов, их характер

В данной работе я бы хотела рассмотреть определенный корпус переключателя скважин многоходовой (далее ПСМ), работающий на нефтяных месторождениях г.Когалым («Дружное», «Ватьёганское», «Южный Ягун», «Когалымское» и т.д.).

Переключатель скважин многоходовой состоит из корпуса с патрубками, крышки с измерительным патрубком, угольника, вала, датчика положения, указателя положения, подвижной каретки и поршневого привода с храповым механизмом. Подвижная каретка состоит из корпуса, втулки, роликов посаженных на осях, резинового уплотнения. Корпус переключателя на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавки перемещаются ролики каретки, при перемещении роликов между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной обеспечивая герметичность в замерной скважине. Жидкость из скважины установленной на замер проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями установленный на валу ПСМ и направляется на замер в измерительную емкость. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор. Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом. Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса, закрепленного на крышке ПСМ, силового цилиндра с крышкой, поршня, пружины и зубчатой рейки, составляющей одно целое со штоком поршня. Гидропривод состоит из емкости заполненной маслом и шестеренчатого насоса приводимого в действие электродвигателем. Уровень масла в емкости измеряется специальным щупом. При подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра поршень с рейкой перемещается и поворачивает шестерню, а вместе с ней храповик с валом переключателя. После выключения гидропривода поршень вместе с рейкой и шестерней возвращаются в исходное положение, а вал ПСМ за счет храпового механизма остается на месте. ПСМ может переключаться и вручную при помощи специальной рукоятки. Внутри корпуса ПСМ крепится датчик положения поворотного патрубка сигнал, от которого поступает в блок автоматики, где определяется номер скважины установленной на замер.

Корпус ПСМ работает в среде нефти, при очень низких температурах в течение 9 месяцев (максимально доходящих до -60°С) вследствие чего можно сказать, что деталь работает в условиях газоабразивного и коррозионного изнашивания.

Корпус ПСМ с точки зрения износостойкости подвергается гидроабразивному и коррозионному изнашиванию. Гидроабразивное изнашивание возникает вследствие действия частичек разрушенной породы, выносимых из глубины скважины сильным скоростным потоком нефти. Коррозионное изнашивание проявляется из-за присутствия попутного нефтяного газа, а также кислорода в узле трения, происходит химическая реакция, оказывающая непосредственно негативное влияние на металл.

Причиной отказа данного узла может служить нарушение герметичности, возникающее из-за износа внутренней поверхности корпуса возле отверстий. Ведь когда ролики попадают в выточки, уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерной скважине. А если эта поверхность изношена, то за счет того, что пружина прижимает уплотнение на ту же величину выточки что и при не изношенной поверхности появляется зазор, в который может вытекать нефть из скважины, установленной на замер, что в свою очередь ведет к получению неправильных данных о дебете данной скважины.

Также могут изнашиваться и канавки с выточками, что тоже ведет к не герметичности и неправильному измерению дебета.

Содержание

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке
Общие сведения
Устройство и принцип работы
Приемка в эксплуатацию
Техническое обслуживание
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ
📽️ Видео

Видео:Переключатель скважный многоходовой (ПСМ)Скачать

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Видео:Переключатель скважин многоходовой ПСМСкачать

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Видео:Устройство ГЗУ Спутник. Правила технического обслуживанияСкачать

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

Читайте также: Кондуктор для сварки валов

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Видео:Счетчик ТОР в АГЗУСкачать

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:

через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
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.

Читайте также: Построить главный вид вала

Видео:АГЗУСкачать

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;
проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики);
проверка герметичности наружных фланцев;
проверка герметичности технологического оборудования;
проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов;
средств автоматики;
проверка давления в сепараторе;
проверка предохранительного клапана;
проверка работы регулятора расхода и заслонки;
проверка фиксации каретки ПСМ;
слив грязи из замерного сепаратора;
уборка помещений от грязи;
один раз в три месяца;
проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);
проверка контактов реле и магнитных пускателей;
проверка хода рейки ПСМ;
проверка хода и фиксации каретки ПСМ;
осмотр трущихся частей регулятора расхода;
проверка герметичности каретки ПСМ;
проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С( один раз в шесть месяцев);
проверка датчика положения ПСМ;
проверка работы ПСМ;
проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии);
осмотр уплотнений средств автоматики;

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

Видео:Виды и схемы автоматизированных групповых замерных установокСкачать

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Читайте также: Ресивер для компрессора remeza рв270 10 бар

Приемка в эксплуатацию

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

· правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления,

· кабельного журнала и акта на скрытые работы.

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

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)

· закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.

· открыть краны под манометрами.

· задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание.

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

o проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики)

o проверка герметичности наружных фланцев.

o проверка герметичности технологического оборудования.

o проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов.

o проверка давления в сепараторе.

o проверка предохранительного клапана.

o проверка работы регулятора расхода и заслонки.

o проверка фиксации каретки ПСМ.

o слив грязи из замерного сепаратора.

o уборка помещений от грязи.

o проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров).

o -проверка контактов реле и магнитных пускателей.

o -проверка хода рейки ПСМ.

o -проверка хода и фиксации каретки ПСМ.

o -осмотр трущихся частей регулятора расхода.

o -проверка герметичности каретки ПСМ.

o проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

o проверка датчика положения ПСМ.

o проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)

o осмотр уплотнений средств автоматики.

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №3