Ответы к государственному экзамену - Автоматизация технологических процессов

1. Выбрать преобразователь давления на выходе КС с выводом сигнала на контроллер и обеспечить контроль давления по месту.

Компрессорное оборудование (станции) к настоящему времени получило широкое распространение во многих отраслях промышленности, а также используется в медицине и фармацевтике, в сфере технического обслуживания автомобилей, в качестве источника сжатого воздуха для пневмоинструмента и т.д. Увеличение потребностей в сжитых газах породило множество типов компрессоров, отличающихся по конструкции, принципу действия и рабочим характеристикам. Компрессорное оборудование (станции) обычно относят к вспомогательному, то есть оно не принимает непосредственного участия в производственном процессе, однако это не мешает ему быть неотъемлемой и необходимой для функционирования частью производственных линий и различных технических систем.
Разработка газовых месторождений сопряжена с рядом особенностей, налагающих дополнительные требования к организации процесса. Так выделяют три основных этапа: нарастающей, постоянной и падающей добычи. Непосредственно разработка начинается уже на стадии разбуривания и обустройства месторождения, чему соответствует этап нарастающей добычи. По завершении вышеперечисленных мероприятий месторождение переходит на режим работы, установленный проведенными технико-экономическими расчетами, чему соответствует этап постоянной добычи. За это время изымается около 2/3 всех запасов газа. Далее наступает этап падающей добычи, характеризующийся снижением уровня добычи вследствие вывода из эксплуатации части скважин по причине их обводнения или уменьшения отдачи газа ниже уровня рентабельности. В таких условиях из месторождения дополнительно отбираются до 10% его запасов. При разработке средних и малых месторождений этапы нарастающей и постоянной добычи могут отсутствовать вовсе.
В начале разработки месторождения, как правило, имеющегося пластового давления оказывается достаточно для транспортировки газа от скважины к узлу его подготовки, а затем далее к газопроводу без использования компрессорного оборудования. Однако на всем протяжении процесса добычи пластовое давление постепенно снижается и уже на этапе постоянной добычи, а тем более этапе падающей добычи, можно столкнуться с проблемой, при которой текущего давления окажется недостаточно для его подачи в газопровод. В связи с этим с технологической точки зрения разработку месторождения разбивают на два этапа: бескомпрессорный и компрессорный. Как следует из названия, их различие состоит в использовании компрессорной установки, предназначенной для увеличения давления добываемого газа. Такие установки называют дожимными компрессорными станциями (ДКС). Они призваны решать следующие задачи:
• добыча низконапорного газа;
• компримирование (сжатие) нефтяного и попутного нефтяного газа для дальнейшей подачи;
• поддержание заданного выходного давления газа;
• очистка, продувка и опрессовка трубопроводов.
Компрессорный этап разработки месторождения является важной составляющей всего процесса добычи. В течение бескомпрессорного этапа обычно отбирается 50-60% от общего запаса газа, в то время как эксплуатация месторождения в компрессорном режиме позволяет извлечь дополнительно 20-30% общих запасов, что является существенной величиной. Оборудование для подготовки газа рассчитано на определенное его давление, а также под определенным давлением газ должен подаваться в магистральный газопровод. При падении пластового давления ДКС обеспечивает постоянство выходного давления путем дополнительного его увеличения на необходимую величину. Все это делает дожимные станции одним из важнейших элементов газодобычи.
Помимо непосредственно скважин ДКС могут устанавливать на подземные газохранилища, при этом их задача будет заключаться в отборе из хранилища газа и подаче его под необходимым давлением в газопровод. Силами этой же компрессорной станции осуществляется и обратная операция, при которой газ отбирается из газопровода и накачивается в хранилище. Такая ДКС должна быть в состоянии развивать большое давление газа на выходе, в противном случае доступный для хранения объем будет использоваться нерационально. Подземные хранилища, размещенные в твердых горных породах, позволяют хранить газ при высоком давлении от 0,8 до 1 МПа.
Для увеличения срока службы основного оборудования применяются системы смазки и охлаждения (масляные или воздушные), а также различные фильтры для газовой среды, устанавливаемые как до компрессора, так и после него. Если от станции требуется обеспечивать поток сжатого газа с переменным давлением и расходом, то в ее конструкцию добавляют систему контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), а также интерфейсы управления. В случае, когда компрессорная установка представляет собой отдельный модуль, эксплуатируемый в тяжелых климатических условиях, его комплектуют также системами отопления и вентиляции для поддержания оптимальных условий внутри.
В начале разработки месторождения, как правило, имеющегося пластового давления оказывается достаточно для транспортировки газа от скважины к узлу его подготовки, а затем далее к газопроводу без использования компрессорного оборудования. Однако на всем протяжении процесса добычи пластовое давление постепенно снижается и уже на этапе постоянной добычи, а тем более этапе падающей добычи, можно столкнуться с проблемой, при которой текущего давления окажется недостаточно для его подачи в газопровод. В связи с этим с технологической точки зрения разработку месторождения разбивают на два этапа: бескомпрессорный и компрессорный. Как следует из названия, их различие состоит в использовании компрессорной установки, предназначенной для увеличения давления добываемого газа. Такие установки называют дожимными компрессорными станциями (ДКС). Они призваны решать следующие задачи:
• добыча низконапорного газа;
• компримирование (сжатие) нефтяного и попутного нефтяного газа для дальнейшей подачи;
• поддержание заданного выходного давления газа;
• очистка, продувка и опрессовка трубопроводов.
Компрессорный этап разработки месторождения является важной составляющей всего процесса добычи. В течение бескомпрессорного этапа обычно отбирается 50-60% от общего запаса газа, в то время как эксплуатация месторождения в компрессорном режиме позволяет извлечь дополнительно 20-30% общих запасов, что является существенной величиной. Оборудование для подготовки газа рассчитано на определенное его давление, а также под определенным давлением газ должен подаваться в магистральный газопровод. При падении пластового давления ДКС обеспечивает постоянство выходного давления путем дополнительного его увеличения на необходимую величину. Все это делает дожимные станции одним из важнейших элементов газодобычи.

По дисциплине «Технические измерения и приборы»
1. Выбрать преобразователь давления на выходе КС с выводом сигнала на контроллер и обеспечить контроль давления по месту.
2. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников насосного агрегата и контроля расхода воды с КНС.
3. Выбрать технические средства для измерения расхода воды на водораспределительной гребенке.
4. Рекомендовать аппаратуру для дистанционного измерения расхода товарной нефти и ее влажности.
5. Методы определения дебита нефтяных скважин.
6. Контроль и сигнализации давления газа на выходе компрессорной станции.
7. Произвести выбор аппаратуры для контроля расхода нефтяной смеси с ГЗУ гидростатическим методом.
8. Дистанционный контроль температуры дымовых газов и расхода воды на выходе котельной.
9. Принцип работы первичных преобразователей для измерения расхода газа и его влажности.
10. Выбрать датчики и приборы для системы регулирования соотношения “газ-воздух”в топку котла.
11. Дистанционный контроль и сигнализация давления на выкидной линии скважины с ЭЦН.
12. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) и влагосодержания после электродегидратора.
13. Выбрать аппаратуру для контроля и регулирования давления газа в газосепараторе.
14. Выбор преобразователя давления на выходе компрессорной станции с выводом сигнала на микропроцессорный контроллер.
15. Выбрать измерительную аппаратуру для измерения и сигнализации уровня в сепараторе.
16. Выбрать измерительную аппаратуру для расхода нефти на установке стабилизации.
17. Выбрать аппаратуру для измерения расхода пара на испарпитель.
18. Выбрать технические средства, обеспечивающие контроль и регулирование параметров в КРД на НПС.
19. Выбрать измерительную аппаратуру для коммерческого учета расхода газа и его влажности влагомером КОНГ-ПРИМА-10.
20. Выбрать аппаратуру для определения расхода газовой скважины.
21. Основные технические характеристики и принцип работы преобразователя «Сапфир 22 ДУ» в схеме автоматического регулирования уровня жидкости в абсорбере.
22. Произвести выбор аппаратуры для контроля дебита скважины на « газлифт».
23. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников и давления на выходе насосного агрегата НПС.
24. Аппаратура для дистанционного контроля, регулирования и сигнализации уровня в КСУ.
25. Выбрать средства сигнализации давления на входе насосного агрегата НПС и загазованности в насосной.
26. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) в отстойнике.
27. Выбрать технические средства для коммерческого узла учета нефти.

В файле представлены ответы на 27 вопросов для подготовки к государственному экзамену.

Ответы на вопросы содержательные (без воды), основная информация. Главное выделено жирным, а также подчеркнуто.

Данные ответы можно использовать как для подготовки к зачету/экзамену, так и для того, чтобы вырезать и взять их собой в виде шпоры.

По дисциплине «Технические измерения и приборы»
1. Выбрать преобразователь давления на выходе КС с выводом сигнала на контроллер и обеспечить контроль давления по месту.
2. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников насосного агрегата и контроля расхода воды с КНС.
3. Выбрать технические средства для измерения расхода воды на водораспределительной гребенке.
4. Рекомендовать аппаратуру для дистанционного измерения расхода товарной нефти и ее влажности.
5. Методы определения дебита нефтяных скважин.
6. Контроль и сигнализации давления газа на выходе компрессорной станции.
7. Произвести выбор аппаратуры для контроля расхода нефтяной смеси с ГЗУ гидростатическим методом.
8. Дистанционный контроль температуры дымовых газов и расхода воды на выходе котельной.
9. Принцип работы первичных преобразователей для измерения расхода газа и его влажности.
10. Выбрать датчики и приборы для системы регулирования соотношения “газ-воздух”в топку котла.
11. Дистанционный контроль и сигнализация давления на выкидной линии скважины с ЭЦН.
12. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) и влагосодержания после электродегидратора.
13. Выбрать аппаратуру для контроля и регулирования давления газа в газосепараторе.
14. Выбор преобразователя давления на выходе компрессорной станции с выводом сигнала на микропроцессорный контроллер.
15. Выбрать измерительную аппаратуру для измерения и сигнализации уровня в сепараторе.
16. Выбрать измерительную аппаратуру для расхода нефти на установке стабилизации.
17. Выбрать аппаратуру для измерения расхода пара на испарпитель.
18. Выбрать технические средства, обеспечивающие контроль и регулирование параметров в КРД на НПС.
19. Выбрать измерительную аппаратуру для коммерческого учета расхода газа и его влажности влагомером КОНГ-ПРИМА-10.
20. Выбрать аппаратуру для определения расхода газовой скважины.
21. Основные технические характеристики и принцип работы преобразователя «Сапфир 22 ДУ» в схеме автоматического регулирования уровня жидкости в абсорбере.
22. Произвести выбор аппаратуры для контроля дебита скважины на « газлифт».
23. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников и давления на выходе насосного агрегата НПС.
24. Аппаратура для дистанционного контроля, регулирования и сигнализации уровня в КСУ.
25. Выбрать средства сигнализации давления на входе насосного агрегата НПС и загазованности в насосной.
26. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) в отстойнике.
27. Выбрать технические средства для коммерческого узла учета нефти.