Дсп акэ 2 руководство - Большая энциклопедия инструкций и руководств

Семиуровневый акустический датчик-сигнализатор превышения уровней содержания твёрдых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе.

ДСП-АКЭ-2 является исполнением модификации ДСП-АКЭ.

Предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Представляет собой датчик прижимного типа с возможностью записи пиковых и средних значений уровней превышения дебитов песка и капельной влаги в собственной памяти в течение одного года.

Датчик устанавливается вблизи колена газопровода и передаёт сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твёрдых включений и капельной влаги системе телеметрического контроля (СТК).

Принцип действия ДСП-АКЭ-2 основан на выделении из акустического фона стенки газопровода акустического сигнала, обусловленного наличием твёрдых включений и капельной влаги в потоке газа. Контроль твёрдых включений (песка) осуществляется как на стадии до обводнения скважины, так и после обводнения.

Протокол обмена также содержит данные самодиагностики датчика: чувствительность пьезопреобразователя, состояние питания и температура внутри моноблока. Периодичность измерений в – 1 раз в 10 с или в одну минуту. Результаты измерений передаются СТК по запросу (протокол Modbus) и архивируются в виде пиковых и средних значений превышения семи программируемых уровней выноса песка и капельной влаги в потоке газа (см. таблицу). Привязка показаний датчика (тарировка) осуществляется в режиме газодинамических исследований для заданной конфигурации технологической нитки или манифольда.

Преимущества ДСП-АКЭ-2

датчик прижимного типа
возможность контроля «сухого» и «влажного» песка
наличие стандартного интерфейса RS-485 (по протоколу Modbus)
контроль превышений дебитов твердых включений и капельной влаги по семи программируемым уровням
самокалиборовка в режиме самодиагностики
возможность перезаписи накопленных датчиком данных с использованием флэш-памяти
не требует ежегодной поверки

Основные параметры ДСП-АКЭ-2:

питающее напряжение — 24В
периодичность измерений — 1 минута
периодичность опроса, не более — 2 часа
потребляемый от внешней сети ток:
в режиме «измерение» (7 с) — не более 30 мА
в режиме «пауза» (53 с) — не более 10 мА
габаритные размеры защитного кожуха — 400x300x570 мм
масса комплекта с кожухом — 20 кг

Конструктивное исполнение:

моноблок ДСП-АКЭ-2 выполнен в конструктиве ДСП-А (модификация)
степень защиты оболочки — IP54
электронные платы защищены от влаги герметизирующим составом на основе кремнийорганических каучуков
вид взрывозащиты — «Взрывонепроницаемая оболочка»

Условия эксплуатации ДСП-АКЭ-2:

открытая площадка
диапазон температур (-55… +60°С)
влажность до 98%

В комплект ДСП-АКЭ-2 входят:

1) моноблок ДСП-АКЭ-2 в комплекте с прижимной планкой и хомутом

2) коробка соединительная клеммная типа ССА-0

3) блок управления питанием в коробке ССА-0

4) соединительный кабель типа МКЭКШВ (5х2х0,5) – 5÷15 м

5) соединительный кабель типа МКЭКШВ (5х2х0,5) – до 1 м

6) защитный кожух с устройством крепления кожуха и блоков для открытых площадок или устройство крепления блока

7) чехол-утеплитель синтепоновый (для открытых площадок)

Метрологическое обеспечение

Калибровка чувствительности ДСП-АКЭ-2 по песку осуществляется на калибровочном стенде потоком калиброванного песка с заданными параметрами.

Калибровка чувствительности ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге проводится на стенде с использованием калиброванного ультразвукового излучателя и оцифрованных записей акустического фона скважины с известным дебитом капельной влаги. Повторная калибровка чувствительности датчиков на стенде осуществляется по результатам самодиагностики. Настройка проводится по по месту установки датчиков с использованием переносного акустического излучателя. Результаты самодиагностики контролируются по данным телеметрического контроля выходных сигналов ДСП-АКЭ-2

Сертификация

В исполнении ДСП-АКЭ-2 МГФК.413163.002 ТУ датчик-сигнализатор имеет Сертификат соответствия Таможенного Союза № ТС RU C-RU.BH02.B.00089 от 18.11.2015 г. и внесён в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности № 02-927/08 от 12.08.2014 г. На основании экспертизы и проведенных испытаний на взрывозащищенность и соответствие параметров взрывозащиты требованиям ГОСТ Р 51330.0 и ГОСТ Р 51330.10 установлена маркировка взрывозащиты — 1ExdIIAT6.

Испытания. Эксплуатация.

Межведомственные испытания (МВИ) датчиков-сигнализаторов ДСП-А проведены в 2004 году. На различные объекты ПАО «Газпром» поставлено более 1000 комплектов «ДСП-А».

Технические решения защищены патентами Российской Федерации.

Источник

Акустический датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ

— пятиуровневый акустический твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (в энергосберегающей можификации) предназначен для телеметрического контроля рабочих режимов сеноманских скважин однотипной конфигурации. Он представляет собой датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода (при отключении питания) в автономный режим с записью уровней дебитов песка и капельной влаги в собственной памяти в течение одного года. Датчик устанавливается вблизи колена трубопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля.

Принцип действия основан на выделении из акустического фона стенки газопровода сигнала, обусловленного наличием твердых включений и капельной влаги в потоке газа. Контроль твердых включений (песка) осуществляется на стадии до обводнения скважины. Результаты контроля в виде пиковых и средних значений уровней дебитов песка и капельной влаги передаются внешней ТМ системе по её запросу. В протокол обмена включаются также данные самодиагностики датчика по чувствительности пьезопреобразователя, состоянию питания и температуре внутри моноблока.

Значения пяти установленных уровней дебита песка и капельной влаги приведены в таблице:

Уровень	1	2	3	4	5
Песок, г/мин	0.1	0.3	1.0	2.5	5.0
Влага, л/мин	0,05	0.15	0.5	1.5	5,0

Основные параметры:

Питающее напряжение — 24 В
Периодичность измерений — 1 минута
Ресурс работы в автономном режиме — 1 год
Периодичность опроса, не более — 2 часа
Потребляемая от внешней сети мощность:
- в режиме измерений (7 с) — 0,48 Вт;
- в паузе (53 с) — 0,005 Вт
Габаритные размеры теплозащитного кожуха — 850×650×350 мм³
Масса комплекта с кожухом — 43 кг

Конструктивное исполнение:

Моноблок выполнен в конструктиве (модификация).
Степень защиты оболочки — .
Электронные платы защищены от влаги виксинтом.
Вид взрывозащиты — «Взрывонепроницаемая оболочка».

Условия эксплуатации:

В комплект входят:

моноблок в виде акустического приемника с головкой блока обработки сигналов;
прижимной хомут;
блок управления питанием;
выносной блок автономного питания;
коробка подключения внешнего кабеля;
защитный кожух;
соединительные кабели типа МКЭКШВ.

на скважине Харвутинской площадки

Метрологическое обеспечение

Калибровка чувствительности по песку осуществляется на калибровочном стенде потоком калиброванного песка с параметрами:

характерный размер частиц — 0,2…0,25 мм;
средняя скорость потока- 3 ;
плотность потока — 1,5 мг/с.

Калибровка чувствительности по капельной влаге проводится с использованием калиброванного ультразвукового излучателя и оцифрованных записей акустического фона скважины с известным дебитом капельной влаги. Привязка установленных уровней по капельной влаге осуществлена в процессе газодинамических исследований контрольной скважины в диапазоне расходов газа от 300 до 700 тыс. м3/сутки.

Повторная калибровка чувствительности датчиков осуществляется по результатам самодиагностики. Калибровка проводится по месту установки датчиков с использованием переносного акустического калибратора. Результаты калибровки контролируются по данным телеметрического контроля выходных сигналов .

Сертификация

В модификации и в его исполнениях , МГФК.413163.002 ТУ имеет Сертификат соответствия № РОСС RU . ГБ06.В00797 от и Разрешение на применение на взрывоопасных объектах № РРС 00–35652 от На основании экспертизы и проведенных испытаний на взрывозащищенность и соответствие параметров взрывозащиты требованиям ГОСТ Р 51330.0 и ГОСТ Р 51330.10 установлена маркировка взрывозащиты — ExdIIAT 6.

Источник

Акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-АКЭ-2) является исполнением модификации ДСП-АКЭ, предназначенным для работы на закрытых и открытых площадках.

наличие интерфейса RS 485 (по протоколу Modbus);
контроль превышений дебитов твердых включений и капельной влаги по семи уровням;
контроль твердых включений в потоке газа с капельной фракцией;
контроль наличия внешних акустических и технологических помех (типа негерметичности запорной арматуры);
возможность перезаписи полученных датчиком данных с использованием флэш-памяти.

ДСП-АКЭ-2 представляет собой семиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе для телеметрического контроля режимов работы скважин ПХГ. Датчик прижимного типа с возможностью записи уровней дебитов песка и капельной влаги в собственной памяти в течение одного года. Устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги верхней системе телеметрического контроля.

Принцип действия -2 основан на выделении из акустического фона стенки газопровода акустического сигнала, обусловленного наличием твердых включений и капельной влаги в потоке газа. Контроль твердых включений (песка) осуществляется как на стадии до обводнения скважины, так и после обводнения.
В протокол обмена включаются также данные самодиагностики датчика по чувствительности пьезопреобразователя, состоянию питания, температуре внутри моноблока и наличию внешних технологических помех.
Периодичность измерений в ДСП-АКЭ-2 – 1 раз в 10 с, в одну или в две минуты. Результаты измерений накапливаются в оперативной памяти процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита сухого песка, капельной влаги и песка в потоке капельной влаги (см. табл.) до запроса внешней телемеханической системы.

Уровень	1	2	3	4	5	6	7
Песок сухой, л/час	0,003	0,006	0,012	0,024	0,048	0,096	0,192
Влага, л/час	20	600	1200	1800	2400	3000	3600
Песок влажный, л/час	0,25	0,5	1,0	2,0	4,0	8,0	16

Привязка показаний датчика осуществлена в диапазоне изменений расхода газа (10 ÷ 15) тыс.м 3 /час.

Основные параметры :

Питающее напряжение — 24 В
Периодичность измерений — 1 минута
Периодичность опроса, не более — 2 часа
Потребляемая от внешней сети мощность:
- в режиме измерений (7 с) — 0,48 Вт;
- в паузе (53 с) — 0,005 Вт
Габаритные размеры защитного кожуха -600×400×300 мм³
Масса комплекта с кожухом — 40 кг

Конструктивное исполнение:

Моноблок выполнен в конструктиве (модификация).
Степень защиты оболочки — .
Электронные платы защищены от влаги виксинтом.
Вид взрывозащиты — «Взрывонепроницаемая оболочка».

Условия эксплуатации :

В комплект входят:

моноблок ДСП-АКЭ-2 в комплекте с прижимной планкой и хомутом;
коробка соединительная клеммная типа ССА-О;
блок управления питанием в коробке ССА-0;
соединительный кабель типа МКЭКШВ (5х2х0,5) – (5 ÷15) м;
соединительный кабель типа МКЭКШВ (5х2х0,5) – до 1 м;
защитный кожух с устройством крепления кожуха и блоков для открытых площадок; или устройство крепления блока;
чехол-утеплитель синтепоновый – для открытых площадок.

Сертификация

В исполнении ДСП-АКЭ-2 МГФК.413163.002 ТУ датчик-сигнализатор имеет Сертификат соответствия № ТС RU С-RU.ВН02.В.00089, соответствующий требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах», действующий с 18.11.2015, декларацию о соответствии требованиям ТР ТС 020/2011 № TC N RU Д-RU.MЛ06.В.00085 от 10.12.2015 г. и Заключение экспертизы промышленной безопасности № 02-927/08-2014 от 07.08.2014 г. о возможности применения на опасных производственных объектах РФ. На основании экспертизы и проведенных испытаний на взрывозащищенность и соответствия параметров взрывозащиты требованиям ГОСТ 30852.0, ГОСТ 30852.1 и ГОСТ 30852.10 установлена маркировка взрывозащиты — ExdIIAT6 .

Испытания. Эксплуатация.

Межведомственные испытания (МВИ) проведены в 2004 году.

На различные объекты ОАО «Газпром» в 2010-2013 годах поставлено более 400 комплектов датчиков-сигнализаторов в данном исполнении.

Источник

Датчик песка в газовых трубах

Мозг болит.
У кого какие мысли по поводу данного прибора.
Детектор песка SAM 400 TC.(Накладной)применяется для обнаружения песка в потоке жидкости, принцип действия основан на измерения шума при ударении частичек песка о стенку трубы.
Подозреваю что 9026900009

Поддерживаю. Поскольку измеряется «количество звука», пользуясь терминологией ТН ВЭД.

9027905000 — ЧАСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ — ЧАСТИ ПРИБОРОВ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ СИЛЫ ЗВУКА — ДАТЧИКИ ИЗМЕРИТЕЛЕЙ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ ЗВУКА

9031803800 — ЭЛЕКТРОННЫЙ КОМБИНИРОВАННЫЙ ДАТЧИК ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ И СКОРОСТИ ЗВУКА DSRN427 HASTELLOY C276 — 3 ШТ. МАРКИРОВКА 257-46293715 СМ.ДОП.N 1 НА 1Л.

Стоп стоп стоп граждане!
Наличие песка в жидкости переменная велечина, а 9026 звучит не иначе как . для измерения прочих переменных характеристик жидкостей и газов,
А наличие рыбы (твердого тела) в реке (жидкое тело) тоже переменная величина. Поэтому рыболовную сеть надо отнести в позицию 9026? 😉

Вопрос принципиальный, привожу более подробное описание и применение.

А наличие рыбы (твердого тела) в реке (жидкое тело) тоже переменная величина. Поэтому рыболовную сеть надо отнести в позицию 9026? 😉

P.S. посмотрите внизу страницы (http://www.customs.ru/ru/ved_info/popup.php?submitSearch=1&ref=skladbx&f1a286=90&f3a286=%E0%EA%F3%F1%F2&f4a286=&list286=predecision&x=0&y=0&from286=2) — акустический течеискатель.Представляется, что это 9031 80 380 0 ( из Пояснений: 18. Аппараты для измерения или обнаружения вибраций, расширения, удара или дребезжания, используемые в станках, мостах, плотинах и т.д.) Дело в том, что, как я понял, данный датчик( или детектор) не измеряет величину звука, а работает по принципу есть/нет шум.

Представляется, что это 9031 80 380 0 ( из Пояснений: 18. Аппараты для измерения или обнаружения вибраций, расширения, удара или дребезжания, используемые в станках, мостах, плотинах и т.д.) Дело в том, что, как я понял, данный датчик( или детектор) не измеряет величину звука, а работает по принципу есть/нет шум.

Детектор песка SAM 400 TC.(Накладной)применяется для обнаружения песка в потоке жидкости, принцип действия основан на измерения шума при ударении частичек песка о стенку трубы.

Мне представляется, что измеряется все-таки величина шума.

Вопрос принципиальный, привожу более подробное описание и применение.

1. Назначение устройства:
Детекторы песка предназначены для обнаружения песка в добываемой нефти, газе или многокомпонентной эмульсии, что производится с целью оптимизации процессов нефте/газодобычи для контроля риска эрозии и повреждения задвижек и трубопровода
2. Принцип действия детектора песка основан на акустическом эффекте улавливания с помощью пьезокерамического чувствительного элемента шума от ударов частиц песка при столкновении с внутренней поверхностью оборудования. Измерения производятся бесконтактным способом с рабочим продуктом. Пьезокерамический элемент улавливает шум, а полученный сигнал преобразовывается в цифровой электрический, который подается на блок интерфейса и расчета, располагаемый вне взрывоопасной зоны. Поясните. У вас что? Только пьезокерамический элемент(ПКЭ). Или ПКЭ+преобразователь+ блок интерфейса и расчета? И какие выходные характеристики? Если prosto красная лампочка, сигнализирующа песок есть/нет, то это одно, если есть прибор, показывающий количество песка в потоке жидкости в каких-либо единицах измерения — это совершенно другое.

Источник

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1
ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А

Описание слайда:

ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А

Слайд 2

Описание слайда:

Для эффективной работы газовых месторождений важными информационными параметрами, наряду с устьевым давлением, температурой и расходом (дебитом) газа, являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и твердых механических примесей.
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
Для решения указанных задач в практике эксплуатации объектов добычи и хранения газа используются средства контроля указанных параметров, такие как детекторы и датчики-сигнализаторы (ДС) выноса песка и влаги (ВПВ).

Слайд 3

Описание слайда:

Из отечественных средств в настоящее время широко используются акустические ДС твёрдых включений и капельной влаги типа «ДСП-А», производства АО «Сигма-Оптик». «ДСП-А» разработаны по техническому заданию ПАО «Газпром» и в настоящее время в виде различных модификаций поставляются на предприятия добычи и хранения газа.
Межведомственные испытания (МВИ) данных изделий проведены в 2004 году. За период с 2003 г. по настоящее время на различные объекты ПАО «Газпром» поставлено более 2 000 комплектов ДС типа «ДСП-А» различных модификаций.
На слайде 4 представлены существующие конструкции отечественных и зарубежных датчиков-сигнализаторов, применяемых в газовой промышленности.

Слайд 4

Описание слайда:

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
«СПЕКТР-М»

Слайд 5

Описание слайда:

В таблице (слайд 6) приведены характеристики известных отечественных и зарубежных ДС в сравнении с датчиком типа «ДСП-А».
В таблице (слайд 6) приведены характеристики известных отечественных и зарубежных ДС в сравнении с датчиком типа «ДСП-А».
Из приведенных характеристик следует, что «ДСП-А» уступает некоторым аналогам в предельной рабочей температуре. Но при этом, в отличие от других аналогов «ДСП-А», обладает функцией самодиагностики чувствительности и не нуждается в поверке. В остальном «ДСП-А» не уступает аналогам, а по возможности одновременного контроля твёрдых включений и капельной влаги превосходит их.

Слайд 6

Описание слайда:

ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И ВОДЫ (ВПВ)

Слайд 7

Описание слайда:

Акустические датчики-сигнализаторы превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А)

Слайд 8

Описание слайда:

ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе ДСП-АКЭ предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом, блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см. таблицу слайд 9).
ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе ДСП-АКЭ предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом, блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см. таблицу слайд 9).

Слайд 9

Описание слайда:

ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ

Слайд 10

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ

Слайд 11

Описание слайда:

ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе предназначен для телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.
ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе предназначен для телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.

Слайд 12

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ-1

Слайд 13

Описание слайда:

ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2 осуществляет контроль семи дискретных уровней превышения дебита песка и капельной влаги, обладает возможностями автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2 осуществляет контроль семи дискретных уровней превышения дебита песка и капельной влаги, обладает возможностями автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
Рассчитан на работу как на закрытых, так и на открытых площадках. В условиях открытой площадки при температуре от — 55С до + 50С и влажности до 90 %, осуществляет одновременный контроль дебита песка и капельной влаги в потоке газа. Источниками питания являются сеть постоянного тока с напряжением + 24 В, гальванически развязанная от сети переменного тока. Предусмотрена возможность подключения автономного источника питания, обеспечивающего работу датчика в отсутствии сети в течение сезона отбора газа. Накопленные в автономном режиме данные скачиваются без подключения компьютера на флэш- устройство. Потребляемый от сети ток – не более 30 мА в активном состоянии (режим измерения в течение 7 с) и не более 15 мА в пассивном режиме. Периодичность измерений – 1 раз в 15 с или в минуту. Результаты измерений накапливаются в буфере процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита песка и капельной влаги до запроса внешней телемеханической системы. Диапазон контролируемого дебита: — капельной влаги от 3-5 до 3500 л/час; — песка от 0,003 до 35 л/час. Обмен между датчиком и системой верхнего уровня происходит по протоколу Modbus RTU.

Слайд 14

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ-2

Слайд 15

Описание слайда:

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА «ДСП-А» НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (НГКМ)
Анализ результатов работы ДСП-АКЭ в режиме ГДИ на примере скважины № 9262 Ямбургского НГКМ (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

На слайде 16 приведен снимок экрана диспетчерского графического интерфейса принятых показаний датчика ДСП-АКЭ, полученных в процессе проведения ГДИ на четырех режимах скважины №9262.
На слайде 17 приведены результаты обработки полученных показаний с указанием времени получения каждого уровня превышения и диаметра диафрагм на четырех режимах. Результаты ГДИ скважины № 9262 Ямбургского НГКМ приведены в таблице на слайде 18.

Слайд 16

Описание слайда:

Диспетчерский интерфейс

Слайд 17

Описание слайда:

ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С РАЗЛИЧНЫМ ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

Слайд 18

Описание слайда:

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛА ГАЗО-ДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА СКВАЖИНЕ № 9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

Слайд 19

Описание слайда:

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ ГДИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ
(ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

Из анализа приведенных данных видно:
1. Датчик зарегистрировал воду на диафрагмах 15 и 12,64 мм превышением четвертого и первого уровня, соответственно. Соответствующие показания при ГДИ составили 24 и 12 л. за час.
2. Датчик зарегистрировал песок во всех четырех режимах. На четвертом режиме — превышениями 5-4-го уровней. На третьем режиме – превышениями 4-2-го уровней. На втором и на первом режимах – превышениями первого уровня.

Таким образом, данные ГДИ, показали, что уровень чувствительности датчика ДСП-АКЭ позволяет регистрировать выявленные в продувках уровни дебитов воды и песка и, в качестве многоуровневого индикатора, отобразить их динамику.

Слайд 20

Описание слайда:

КОЛИЧЕСТВО ДАТЧИКОВ «ДСП-А» РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ, ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОБЪЕКТЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА АПРЕЛЬ 2016 г.

Слайд 21

Описание слайда:

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА ДСП-А НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации ДС типа «ДСП-А» были получены в 2001-2003 гг. на Касимовском ПХГ.
На гистограмме (см. слайд 22) сопоставлены число зарегистрированных в сезоне отбора 2002-2003г. показаний датчиков по наличию песка в потоке газа и степень абразивного износа кранового распределительного устройства (КРУ) на обводненных скважинах. Корреляция вполне очевидная – чем больше число зарегистрированных показаний, тем больше степень износа КРУ.

Слайд 22

Слайд 23

Описание слайда:

В 2010г. на Касимовском ПХГ были проведены первые тарировки комбинированных датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2010г. на Касимовском ПХГ были проведены первые тарировки комбинированных датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2013г. на скважине № 46 Увязовской площадки Касимовского ПХГ была проведена проверка тарировки ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге с использованием замерного сепаратора. На первой стадии до уменьшения расхода газа с 6 000 до 4 500 м3/час было слито 210 л воды, накопленных в течение получаса. При этом среднее значение дебита воды по показаниям датчика составило порядка 200 л/час без учета расходного множителя, который на верхнем уровне учитывает текущее значение расхода газа. Для расхода газа 6400 м3/час его значение составляет 2,4 и, таким образом, скорректированное значение среднего дебита воды составило за первые 30 минут 480 л/час или всего по объему 240 л. Разница с объемом слива из сепаратора не превышает 15%. Интересно отметить динамику дебита воды после повышения расхода газа с 4 500 до 5 800 м3/час Выброс воды с нуля был столь значителен, что заполнил сепаратор за 20 с (см. слайд 24, точки измерений с 250 по 300). Пиковое значение дебита в этом выбросе достигало более
1 000 л/час.
Таким образом, датчик ДСП-АКЭ-2 прошел проверку тарировки по дебиту капельной влаги на Касимовском ПХГ.

Слайд 24

Слайд 25

Описание слайда:

ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В таблице приведены сведения по реализованным на конец 2015г. поставкам ДС типа «ДСП-А» на различные ПХГ.

Слайд 26

Описание слайда:

ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДС «CLAMPON DSP-06» И «ДСП АКЭ» НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Сравнительные данные по замерам мехпримесей и воды на скважинах

Из таблицы видно, что уровня чувствительности датчика ДСП-АКЭ достаточно для мониторинга содержания песка и обводненности. При этом полученные значения содержания песка совпадают по чувствительности с датчиком «ClampOn» и пробой лаборатории физико-химического анализа (ЛФХА). Сравнивая данные по обводненности, получаемые с датчика ДСП-АКЭ и ЛФХА, необходимо сделать поправку на возможности датчика, так как он является детектором и показывает обводненность по запрограммированным семи дискретным уровням.

Слайд 27

Описание слайда:

Опыт эксплуатации «ДСП-А» на газодобывающих предприятиях и подземных хранилищах газа показывает, что они позволяют оперативно и без больших материальных затрат осуществлять мониторинг параметров работы скважин по выносу твёрдых механических примесей и жидких включений (пластовой воды).
При этом решается задача оптимизации режимов работы скважин в различные периоды их эксплуатации тем самым существенно снижая риск преждевременного износа подземного и устьевого технологического оборудования, возникновения аварийных ситуаций, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
ДСП-А могут применяться как в виде самостоятельного законченного изделия, так и являться составной частью интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Слайд 28

Описание слайда:

Слайд 1

ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ

В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А
АО «СИГМА-ОПТИК»

Слайд 2

Для эффективной работы газовых месторождений

важными информационными параметрами, наряду с устьевым

давлением, температурой и расходом (дебитом) газа, являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и твердых механических примесей.
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
Для решения указанных задач в практике эксплуатации объектов добычи и хранения газа используются средства контроля указанных параметров, такие как детекторы и датчики-сигнализаторы (ДС) выноса песка и влаги (ВПВ).

Слайд 3

Из отечественных средств в настоящее

время широко используются акустические ДС твёрдых

включений и капельной влаги типа «ДСП-А», производства АО «Сигма-Оптик». «ДСП-А» разработаны по техническому заданию ПАО «Газпром» и в настоящее время в виде различных модификаций поставляются на предприятия добычи и хранения газа.
Межведомственные испытания (МВИ) данных изделий проведены в 2004 году. За период с 2003 г. по настоящее время на различные объекты ПАО «Газпром» поставлено более 2 000 комплектов ДС типа «ДСП-А» различных модификаций.
На слайде 4 представлены существующие конструкции отечественных и зарубежных датчиков-сигнализаторов, применяемых в газовой промышленности.

Слайд 4

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
4
«СПЕКТР-М»
«КАДЕТ»
«ROXAR»
«CLAMPON»
«ДСП-А»

Слайд 5

В таблице (слайд 6) приведены характеристики

известных отечественных и зарубежных ДС в

сравнении с датчиком типа «ДСП-А».
Из приведенных характеристик следует, что «ДСП-А» уступает некоторым аналогам в предельной рабочей температуре. Но при этом, в отличие от других аналогов «ДСП-А», обладает функцией самодиагностики чувствительности и не нуждается в поверке. В остальном «ДСП-А» не уступает аналогам, а по возможности одновременного контроля твёрдых включений и капельной влаги превосходит их.

Слайд 6

ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И

ВОДЫ (ВПВ)
6

Слайд 7

Акустические датчики-сигнализаторы превышения уровней содержания твердых

включений и капельной влаги в потоке

газа в трубопроводе (ДСП-А)

Принцип действия основан на выделении из акустического фона стенки газопровода акустического сигнала, обусловленного наличием твёрдых включений и капельной влаги в потоке газа.
Сертификат соответствия № ТС RU С-RU.ГБ06.В.00002, соответствующий требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах», действующий с 02.07.2013 по 01.07.2018.
Сертификат соответствия распространяется на акустический датчик-сигнализатор превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А) следующих модификаций: ДСП-А0, ДСП-АК, ДСП-АКЭ.
Модификация ДСП-АКЭ имеет три исполнения: ДСП-АКЭ (базовое), ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2.

Слайд 8

ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический

датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги

в потоке газа в трубопроводе ДСП-АКЭ предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом, блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см. таблицу слайд 9).

Слайд 9

ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ

ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
9

Слайд 10

СОСТАВ ДСП-АКЭ

Слайд 11

ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический

датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги

в потоке газа в трубопроводе предназначен для телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.

Слайд 12

СОСТАВ ДСП-АКЭ-1
12

Слайд 13

ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2

осуществляет контроль семи дискретных уровней превышения

дебита песка и капельной влаги, обладает возможностями автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
Рассчитан на работу как на закрытых, так и на открытых площадках. В условиях открытой площадки при температуре от — 55°С до + 50°С и влажности до 90 %, осуществляет одновременный контроль дебита песка и капельной влаги в потоке газа. Источниками питания являются сеть постоянного тока с напряжением + 24 В, гальванически развязанная от сети переменного тока. Предусмотрена возможность подключения автономного источника питания, обеспечивающего работу датчика в отсутствии сети в течение сезона отбора газа. Накопленные в автономном режиме данные скачиваются без подключения компьютера на флэш- устройство. Потребляемый от сети ток – не более 30 мА в активном состоянии (режим измерения в течение 7 с) и не более 15 мА в пассивном режиме. Периодичность измерений – 1 раз в 15 с или в минуту. Результаты измерений накапливаются в буфере процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита песка и капельной влаги до запроса внешней телемеханической системы. Диапазон контролируемого дебита: — капельной влаги от 3-5 до 3500 л/час; — песка от 0,003 до 35 л/час. Обмен между датчиком и системой верхнего уровня происходит по протоколу Modbus RTU.

Слайд 14

СОСТАВ ДСП-АКЭ-2
14

Слайд 15

Анализ результатов работы ДСП-АКЭ в режиме

ГДИ на примере скважины № 9262

Ямбургского НГКМ (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА «ДСП-А» НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (НГКМ)

Слайд 16

Диспетчерский интерфейс
16

Слайд 17

ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С

РАЗЛИЧНЫМ ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

Слайд 18

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛА ГАЗО-ДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА

СКВАЖИНЕ № 9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО

«ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

Слайд 19

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ

ГДИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО

НГКМ
(ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

Слайд 20

КОЛИЧЕСТВО ДАТЧИКОВ «ДСП-А» РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ, ПОСТАВЛЕННЫХ

НА ОБЪЕКТЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ

ПО СОСТОЯНИЮ НА АПРЕЛЬ 2016 г.

Слайд 21

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА ДСП-А НА ПОДЗЕМНЫХ

ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации

ДС типа «ДСП-А» были получены в 2001-2003 гг. на Касимовском ПХГ.
На гистограмме (см. слайд 22) сопоставлены число зарегистрированных в сезоне отбора 2002-2003г. показаний датчиков по наличию песка в потоке газа и степень абразивного износа кранового распределительного устройства (КРУ) на обводненных скважинах. Корреляция вполне очевидная – чем больше число зарегистрированных показаний, тем больше степень износа КРУ.

Слайд 22

ГИСТОГРАММА ПОКАЗАНИЙ «ДСП-А» ПО КОЛИЧЕСТВУ ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ

ДНЕЙ ПОЯВЛЕНИЯ ИНДИКАЦИИ В СИСТЕМЕ «ELPRO»

В СРАВНЕНИИ СО СТЕПЕНЬЮ АБРАЗИВНОГО ИЗНОСА ДЕТАЛЕЙ КРУ
В СЕЗОНЕ ОТБОРА ГАЗА 2002-2003 гг.

Слайд 23

В 2010г. на Касимовском ПХГ были

проведены первые тарировки комбинированных датчиков модификации

ДСП-АКЭ-2.
В 2013г. на скважине № 46 Увязовской площадки Касимовского ПХГ была проведена проверка тарировки ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге с использованием замерного сепаратора. На первой стадии до уменьшения расхода газа с 6 000 до 4 500 м3/час было слито 210 л воды, накопленных в течение получаса. При этом среднее значение дебита воды по показаниям датчика составило порядка 200 л/час без учета расходного множителя, который на верхнем уровне учитывает текущее значение расхода газа. Для расхода газа 6400 м3/час его значение составляет 2,4 и, таким образом, скорректированное значение среднего дебита воды составило за первые 30 минут 480 л/час или всего по объему 240 л. Разница с объемом слива из сепаратора не превышает 15%. Интересно отметить динамику дебита воды после повышения расхода газа с 4 500 до 5 800 м3/час Выброс воды с нуля был столь значителен, что заполнил сепаратор за 20 с (см. слайд 24, точки измерений с 250 по 300). Пиковое значение дебита в этом выбросе достигало более
1 000 л/час.
Таким образом, датчик ДСП-АКЭ-2 прошел проверку тарировки по дебиту капельной влаги на Касимовском ПХГ.

Слайд 24

МОНИТОРИНГ ДЕБИТА ВОДЫ ДАТЧИКОМ ДСП-АКЭ-2 НА

СКВАЖИНЕ № 46 УВЯЗОВСКОЙ ПЛОЩАДКИ КАСИМОВСКОГО

ПХГ (2013Г.)

Слайд 25

ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В

таблице приведены сведения по реализованным на

конец 2015г. поставкам ДС типа «ДСП-А» на различные ПХГ.

Слайд 26

ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДС «CLAMPON DSP-06» И

«ДСП АКЭ» НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

Сравнительные данные по замерам мехпримесей и воды на скважинах

Слайд 27

Опыт эксплуатации «ДСП-А» на газодобывающих предприятиях

и подземных хранилищах газа показывает, что

они позволяют оперативно и без больших материальных затрат осуществлять мониторинг параметров работы скважин по выносу твёрдых механических примесей и жидких включений (пластовой воды).
При этом решается задача оптимизации режимов работы скважин в различные периоды их эксплуатации тем самым существенно снижая риск преждевременного износа подземного и устьевого технологического оборудования, возникновения аварийных ситуаций, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
ДСП-А могут применяться как в виде самостоятельного законченного изделия, так и являться составной частью интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Слайд 28

28
Компания «Сигма-Оптик» производит шефмонтаж (установку) своего

оборудования на объектах Заказчика (потребителя). На

объектах газового и нефтяного комплекса шефмонтаж проводится совместно со специалистами организаций — потребителей.

Указанные работы предшествуют проведению пуско-наладочных работ и вводу оборудования в эксплуатацию.
Оборудование и приборы, поставляемые компанией потребителю, вводятся в опытную и (или) опытно-промышленную эксплуатацию по результатам проведения пуско-наладочных работ на объектах Заказчика.
Пуско-наладочные работы проводят по договорам, заключенным по итогам конкурсов со специализированными подрядными организациями. Условия выполнения работ и соответствие требованиям оговариваются в договорах. Указанные работы проводят группы аттестованных высококвалифицированных специалистов компании «Сигма-Оптик» совместно со специалистами (сотрудниками) служб эксплуатации Заказчика с разделением обязанностей, предусмотренных условиями договора и инструкциями по проведению работ.
Для всех поставляемых компанией приборов и оборудования обязательным является гарантийное обслуживание. Сроки и условия проведения такого обслуживания регламентируются техническими условиями и техническим описанием на изделие, а также условиями договора.

Слайд 1ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В

ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А
АО «СИГМА-ОПТИК»

Слайд 2
Для эффективной работы газовых месторождений важными

информационными параметрами, наряду с устьевым давлением, температурой

и расходом (дебитом) газа, являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и твердых механических примесей.
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
Для решения указанных задач в практике эксплуатации объектов добычи и хранения газа используются средства контроля указанных параметров, такие как детекторы и датчики-сигнализаторы (ДС) выноса песка и влаги (ВПВ).

Слайд 3
Из отечественных средств в настоящее время

широко используются акустические ДС твёрдых включений и

капельной влаги типа «ДСП-А», производства АО «Сигма-Оптик». «ДСП-А» разработаны по техническому заданию ПАО «Газпром» и в настоящее время в виде различных модификаций поставляются на предприятия добычи и хранения газа.
Межведомственные испытания (МВИ) данных изделий проведены в 2004 году. За период с 2003 г. по настоящее время на различные объекты ПАО «Газпром» поставлено более 2 000 комплектов ДС типа «ДСП-А» различных модификаций.
На слайде 4 представлены существующие конструкции отечественных и зарубежных датчиков-сигнализаторов, применяемых в газовой промышленности.

Слайд 4ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
4
«СПЕКТР-М»
«КАДЕТ»
«ROXAR»
«CLAMPON»
«ДСП-А»

Слайд 5В таблице (слайд 6) приведены характеристики известных

отечественных и зарубежных ДС в сравнении с

датчиком типа «ДСП-А».
Из приведенных характеристик следует, что «ДСП-А» уступает некоторым аналогам в предельной рабочей температуре. Но при этом, в отличие от других аналогов «ДСП-А», обладает функцией самодиагностики чувствительности и не нуждается в поверке. В остальном «ДСП-А» не уступает аналогам, а по возможности одновременного контроля твёрдых включений и капельной влаги превосходит их.

Слайд 6ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И ВОДЫ

(ВПВ)
6

Слайд 7Акустические датчики-сигнализаторы превышения уровней содержания твердых включений

и капельной влаги в потоке газа в

трубопроводе (ДСП-А)

Слайд 8 ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор

твердых включений и капельной влаги в потоке

газа в трубопроводе ДСП-АКЭ предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом, блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см. таблицу слайд 9).

Слайд 9ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ

И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
9

Слайд 11 ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор

твердых включений и капельной влаги в потоке

газа в трубопроводе предназначен для телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.

Слайд 13ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2 осуществляет

контроль семи дискретных уровней превышения дебита песка

и капельной влаги, обладает возможностями автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
Рассчитан на работу как на закрытых, так и на открытых площадках. В условиях открытой площадки при температуре от — 55°С до + 50°С и влажности до 90 %, осуществляет одновременный контроль дебита песка и капельной влаги в потоке газа. Источниками питания являются сеть постоянного тока с напряжением + 24 В, гальванически развязанная от сети переменного тока. Предусмотрена возможность подключения автономного источника питания, обеспечивающего работу датчика в отсутствии сети в течение сезона отбора газа. Накопленные в автономном режиме данные скачиваются без подключения компьютера на флэш- устройство. Потребляемый от сети ток – не более 30 мА в активном состоянии (режим измерения в течение 7 с) и не более 15 мА в пассивном режиме. Периодичность измерений – 1 раз в 15 с или в минуту. Результаты измерений накапливаются в буфере процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита песка и капельной влаги до запроса внешней телемеханической системы. Диапазон контролируемого дебита: — капельной влаги от 3-5 до 3500 л/час; — песка от 0,003 до 35 л/час. Обмен между датчиком и системой верхнего уровня происходит по протоколу Modbus RTU.

Слайд 15Анализ результатов работы ДСП-АКЭ в режиме ГДИ

на примере скважины № 9262 Ямбургского НГКМ

(ООО «Газпром добыча Ямбург»)

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА «ДСП-А» НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (НГКМ)

Слайд 17ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С РАЗЛИЧНЫМ

ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

Слайд 18РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛА ГАЗО-ДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА СКВАЖИНЕ

№ 9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА

ЯМБУРГ»)

Слайд 19АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ ГДИ

НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ

(ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

Слайд 20КОЛИЧЕСТВО ДАТЧИКОВ «ДСП-А» РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ, ПОСТАВЛЕННЫХ НА

ОБЪЕКТЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ ПО СОСТОЯНИЮ

НА АПРЕЛЬ 2016 г.

Слайд 21ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА ДСП-А НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ

ГАЗА (ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации ДС типа

«ДСП-А» были получены в 2001-2003 гг. на Касимовском ПХГ.
На гистограмме (см. слайд 22) сопоставлены число зарегистрированных в сезоне отбора 2002-2003г. показаний датчиков по наличию песка в потоке газа и степень абразивного износа кранового распределительного устройства (КРУ) на обводненных скважинах. Корреляция вполне очевидная – чем больше число зарегистрированных показаний, тем больше степень износа КРУ.

Слайд 22ГИСТОГРАММА ПОКАЗАНИЙ «ДСП-А» ПО КОЛИЧЕСТВУ ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ ДНЕЙ

ПОЯВЛЕНИЯ ИНДИКАЦИИ В СИСТЕМЕ «ELPRO» В СРАВНЕНИИ

СО СТЕПЕНЬЮ АБРАЗИВНОГО ИЗНОСА ДЕТАЛЕЙ КРУ
В СЕЗОНЕ ОТБОРА ГАЗА 2002-2003 гг.

Слайд 23 В 2010г. на Касимовском ПХГ были проведены

первые тарировки комбинированных датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2013г.

на скважине № 46 Увязовской площадки Касимовского ПХГ была проведена проверка тарировки ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге с использованием замерного сепаратора. На первой стадии до уменьшения расхода газа с 6 000 до 4 500 м3/час было слито 210 л воды, накопленных в течение получаса. При этом среднее значение дебита воды по показаниям датчика составило порядка 200 л/час без учета расходного множителя, который на верхнем уровне учитывает текущее значение расхода газа. Для расхода газа 6400 м3/час его значение составляет 2,4 и, таким образом, скорректированное значение среднего дебита воды составило за первые 30 минут 480 л/час или всего по объему 240 л. Разница с объемом слива из сепаратора не превышает 15%. Интересно отметить динамику дебита воды после повышения расхода газа с 4 500 до 5 800 м3/час Выброс воды с нуля был столь значителен, что заполнил сепаратор за 20 с (см. слайд 24, точки измерений с 250 по 300). Пиковое значение дебита в этом выбросе достигало более
1 000 л/час.
Таким образом, датчик ДСП-АКЭ-2 прошел проверку тарировки по дебиту капельной влаги на Касимовском ПХГ.

Слайд 24

МОНИТОРИНГ ДЕБИТА ВОДЫ ДАТЧИКОМ ДСП-АКЭ-2 НА СКВАЖИНЕ

№ 46 УВЯЗОВСКОЙ ПЛОЩАДКИ КАСИМОВСКОГО ПХГ (2013Г.)
24

Слайд 25ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В таблице

приведены сведения по реализованным на конец 2015г.

поставкам ДС типа «ДСП-А» на различные ПХГ.

Слайд 26ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДС «CLAMPON DSP-06» И «ДСП

АКЭ» НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ЗАО «РОСПАН

ИНТЕРНЕШНЛ»

Сравнительные данные по замерам мехпримесей и воды на скважинах

Слайд 27 Опыт эксплуатации «ДСП-А» на газодобывающих предприятиях и

подземных хранилищах газа показывает, что они позволяют

оперативно и без больших материальных затрат осуществлять мониторинг параметров работы скважин по выносу твёрдых механических примесей и жидких включений (пластовой воды).
При этом решается задача оптимизации режимов работы скважин в различные периоды их эксплуатации тем самым существенно снижая риск преждевременного износа подземного и устьевого технологического оборудования, возникновения аварийных ситуаций, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
ДСП-А могут применяться как в виде самостоятельного законченного изделия, так и являться составной частью интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Слайд 2828
Компания «Сигма-Оптик» производит шефмонтаж (установку) своего оборудования

на объектах Заказчика (потребителя). На объектах газового

и нефтяного комплекса шефмонтаж проводится совместно со специалистами организаций — потребителей.

1.

АО «СИГМА-ОПТИК»
ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А

2.

2
Для эффективной работы газовых месторождений важными информационными
параметрами, наряду с устьевым давлением, температурой и расходом (дебитом) газа,
являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и
твердых механических примесей.
примесей
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей
в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима
их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого
технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере
добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою
скважин.
Для решения указанных задач в практике эксплуатации объектов добычи и
хранения газа используются средства контроля указанных параметров, такие как
детекторы и датчики-сигнализаторы (ДС) выноса песка и влаги (ВПВ).

3.

3
Из отечественных средств в настоящее время широко используются акустические ДС
твёрдых включений и капельной влаги типа «ДСП-А», производства АО «СигмаОптик». «ДСП-А» разработаны по техническому заданию ПАО «Газпром» и в настоящее
время в виде различных модификаций поставляются на предприятия добычи и
хранения газа.
Межведомственные испытания (МВИ) данных изделий проведены в 2004 году. За
период с 2003 г. по настоящее время на различные объекты ПАО «Газпром» поставлено
более 2 000 комплектов ДС типа «ДСП-А» различных модификаций.
На слайде 4 представлены существующие конструкции отечественных и зарубежных
датчиков-сигнализаторов, применяемых в газовой промышленности.

4. ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС

4
«СПЕКТР-М»
«КАДЕТ»
«ROXAR»
«CLAMPON»
«ДСП-А»
ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС

5.

5
В таблице (слайд 6) приведены характеристики известных отечественных и
зарубежных ДС в сравнении с датчиком типа «ДСП-А».
Из приведенных характеристик следует, что «ДСП-А» уступает некоторым
аналогам в предельной рабочей температуре. Но при этом, в отличие от других
аналогов «ДСП-А», обладает функцией самодиагностики чувствительности и не
нуждается в поверке. В остальном «ДСП-А» не уступает аналогам, а по возможности
одновременного контроля твёрдых включений и капельной влаги превосходит их.

6. ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И ВОДЫ (ВПВ)

6
ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА
ПЕСКА И ВОДЫ (ВПВ)
Параметры изделий
Контролируемая фаза
потока
Заявленная температура
Требуется
дополнительный ввод
данных по скважине в
программное
обеспечение прибора
Влияет ли качество
прижима (установки) на
трубопроводе на работу
прибора
Заявленный статус
прибора
Протокол Modbus (связь)
Необходимость вызова
специалиста для отладки
программного
обеспечения
Наличие функции
самодиагностики
Поверка ежегодная
Опыт эксплуатации на
объектах ПХГ и
нефтедобывающих
компаний ПАО
«Газпром»
Наличие
государственной
поверочной схемы
Спектр-М
ОАО «Газпром ВНИИГАЗ»
Кадет
АО «Объединение Бинар»
«Roxar»
«ClampOn»
«ДСП-А»
АО «Сигма-Оптик»
Песок
Песок
Песок
Песок
Песок + вода
–40 ÷ +60 ⁰C
–40 ÷ +80 ⁰C
–40 ÷ +80 ⁰C
–40 ÷ +80 ⁰C
–55 ÷ +60 ⁰C
Да
Да
Да
Да
Не требуется
Нет
Да
Да
Да
Нет
Сигнализатор
Сигнализатор
Измеритель
Измеритель
Датчик-сигнализатор
Нет
Да
Да
Да
Да
Не требуется
Требуется
Требуется
Требуется
Не требуется
Нет
Нет
Нет
Нет
Да
Требуется
Требуется
Требуется
Требуется
Не требуется
Более 300 комплектов
Испытание опытных
образцов
Единичные экземпляры
Единичные экземпляры
Порядка 2 000
комплектов
Нет
Нет
Нет
Нет
Не требуется

7. Акустические датчики-сигнализаторы превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А)

7
Принцип действия основан на выделении из акустического фона стенки газопровода
акустического сигнала, обусловленного наличием твёрдых включений и капельной влаги в потоке
газа.
Сертификат соответствия № ТС RU С-RU.ГБ06.В.00002, соответствующий требованиям
Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для
работы во взрывоопасных средах», действующий с 02.07.2013 по 01.07.2018.
Сертификат соответствия распространяется на акустический датчик-сигнализатор превышения
уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А)
следующих модификаций: ДСП-А0, ДСП-АК, ДСП-АКЭ.
Модификация ДСП-АКЭ имеет три исполнения: ДСП-АКЭ (базовое), ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2.

8.

8
ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых
включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе ДСП-АКЭ предназначен для
телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на
манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе
прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом,
блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная
соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях
скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при
отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных
превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем
записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута.
Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения
пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги
кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см.
таблицу слайд 9).

9. ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ

9
ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И
КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
Уровень
1
2
3
4
5
Песок, г/мин
0,1
0,3
1,0
2,5
5,0
Влага, л/мин
0,05
0,15
0,5
1,5
5,0

10. СОСТАВ ДСП-АКЭ

10
СОСТАВ ДСП-АКЭ

11.

11
ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор
твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе предназначен для
телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием
интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами
устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная
коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины.
Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В.
Допустимый объем
записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута.
Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения
пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги
кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.

12. СОСТАВ ДСП-АКЭ-1

12
СОСТАВ ДСП-АКЭ-1

13.

13
ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2 осуществляет контроль семи
дискретных уровней превышения дебита песка и капельной влаги, обладает возможностями
автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и
самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
Рассчитан на работу как на закрытых, так и на открытых площадках. В условиях открытой
площадки при температуре от — 55 С до + 50 С и влажности до 90 %, осуществляет
одновременный контроль дебита песка и капельной влаги в потоке газа. Источниками питания
являются сеть постоянного тока с напряжением + 24 В, гальванически развязанная от сети
переменного тока. Предусмотрена возможность подключения автономного источника питания,
обеспечивающего работу датчика в отсутствии сети в течение сезона отбора газа. Накопленные
в автономном режиме данные скачиваются без подключения компьютера на флэш- устройство.
Потребляемый от сети ток – не более 30 мА в активном состоянии (режим измерения в течение
7 с) и не более 15 мА в пассивном режиме. Периодичность измерений – 1 раз в 15 с или в минуту.
Результаты измерений накапливаются в буфере процессора в виде пиковых и средних значений
превышения установленных семи уровней дебита песка и капельной влаги до запроса внешней
телемеханической системы. Диапазон контролируемого дебита: — капельной влаги от 3-5 до 3500
л/час; — песка от 0,003 до 35 л/час. Обмен между датчиком и системой верхнего уровня
происходит по протоколу Modbus RTU.

14. СОСТАВ ДСП-АКЭ-2

14
СОСТАВ ДСП-АКЭ-2

15. ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА «ДСП-А» НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (НГКМ)

15
Анализ результатов работы ДСП-АКЭ в режиме ГДИ на примере скважины № 9262
Ямбургского НГКМ (ООО «Газпром добыча Ямбург»)
На слайде 16 приведен снимок экрана диспетчерского графического интерфейса принятых
показаний датчика ДСП-АКЭ, полученных в процессе проведения ГДИ на четырех режимах
скважины №9262.
На слайде 17 приведены результаты обработки полученных показаний с указанием времени
получения каждого уровня превышения и диаметра диафрагм на четырех режимах. Результаты
ГДИ скважины № 9262 Ямбургского НГКМ приведены в таблице на слайде 18.
18

16. Диспетчерский интерфейс

16
Диспетчерский интерфейс

17. ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С РАЗЛИЧНЫМ ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

17
ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С РАЗЛИЧНЫМ
ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

18. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛА ГАЗО-ДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА СКВАЖИНЕ № 9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

18
№
режима
Диаметр
диафрагмы,
мм
Дебит,
тыс.м3/сут
Q воды,
л
Q песка,
гр.
W воды,
см3/м3
«ДСП-А»
W песка,
мг/м3
«ДСП-А»
1
8.7
126
2.10
149
0.400
28.38
2
10.85
192
3.50
148.4
0.438
18.55
3
12.64
250
12.00
222.6
1.152
21.36
4
15
344
24.00
296.7
1.674
20.70

19. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ ГДИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ ГДИ НА
ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ
19
(ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)
Из анализа приведенных данных видно:
1. Датчик зарегистрировал воду на диафрагмах 15 и 12,64 мм превышением
четвертого и первого уровня, соответственно. Соответствующие показания при ГДИ
составили 24 и 12 л. за час.
2. Датчик зарегистрировал песок во всех четырех режимах. На четвертом режиме превышениями 5-4-го уровней. На третьем режиме – превышениями 4-2-го уровней. На
втором и на первом режимах – превышениями первого уровня.
Таким образом, данные ГДИ, показали, что уровень чувствительности датчика
ДСП-АКЭ позволяет регистрировать выявленные в продувках уровни дебитов воды и
песка и, в качестве многоуровневого индикатора, отобразить их динамику.

20. КОЛИЧЕСТВО ДАТЧИКОВ «ДСП-А» РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ, ПОСТАВЛЕННЫХ НА ОБЪЕКТЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА АПРЕЛЬ 2016 г.

№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Организация
Количество поставленных датчиков
Тип датчика
ООО «Газпром добыча Надым» Юбилейное НГКМ
ООО «Газпром добыча Надым» Медвежье НГКМ
74
7
ДСП-АКЭ-1
ДСП-АКЭ
ООО «Газпром добыча Ямбург»
ООО «Газпром добыча Ямбург»
ООО «Газпром добыча Ноябрьск»
ООО «Газпром добыча Ноябрьск»
ОАО «Газпромнефть»
Муравленковское месторождение
ОАО «Муравленковскнефть»
ООО «Севернефтегазпром»
Южно-Русское НГМ
295
84
13
9
ДСП-АКЭ
ДСП-АК
ДСП-АКЭ-1
ДСП-АК
4
ДСП-АКЭ-1
20
ДСП-АКЭ-1
1
ДСП-АКЭ-2
10
ООО «Ванкорнефть»
11
ООО «Ванкорнефть»
ООО «Газпром добыча Надым»
Ямсовейское НГКМ
ООО «Газпром добыча Надым»
Ямсовейское НГКМ
ООО «Газпром добыча Надым»
Бованенковское НГКМ
ОАО «Самотлорнефтегаз»
12
13
14
15
20
4
5
4
ДСП-АКЭ-1
ДСП-АКЭ-2
6
ДСП-АКЭ
7
42
ДСП-АКЭ-1
396
ДСП-АКЭ-1
6
ДСП-АКЭ-3Н
Датчиков поставлено в модификации: ДСП-АК – 93 комплекта ;
ДСП-АКЭ – 308 комплекта; ДСП-АКЭ-1 – 502 комплекта; ДСП-АКЭ-2 – 5 комплектов;
ДСП-АКЭ-3Н – 6 комплектов.
ВСЕГО ПОСТАВЛЕНО: 914 комплектов

21. ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА ДСП-А НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (ПХГ)

21
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации ДС типа «ДСП-А» были
получены в 2001-2003 гг. на Касимовском ПХГ.
На гистограмме (см. слайд 22) сопоставлены число зарегистрированных в сезоне
отбора 2002-2003г. показаний датчиков по наличию песка в потоке газа и степень
абразивного износа кранового распределительного устройства (КРУ) на обводненных
скважинах. Корреляция вполне очевидная – чем больше число зарегистрированных
показаний, тем больше степень износа КРУ.

22.

22
ГИСТОГРАММА ПОКАЗАНИЙ «ДСП-А» ПО КОЛИЧЕСТВУ ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ
ДНЕЙ ПОЯВЛЕНИЯ ИНДИКАЦИИ В СИСТЕМЕ «ELPRO» В СРАВНЕНИИ СО
СТЕПЕНЬЮ АБРАЗИВНОГО ИЗНОСА ДЕТАЛЕЙ КРУ
В СЕЗОНЕ ОТБОРА ГАЗА 2002-2003 гг.

23.

23
В 2010г. на Касимовском ПХГ были проведены первые тарировки комбинированных
датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2013г. на скважине № 46 Увязовской площадки Касимовского ПХГ была проведена
проверка тарировки ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге с использованием замерного
сепаратора. На первой стадии до уменьшения расхода газа с 6 000 до 4 500 м3/час было
слито 210 л воды, накопленных в течение получаса. При этом среднее значение дебита
воды по показаниям датчика составило порядка 200 л/час без учета расходного
множителя, который на верхнем уровне учитывает текущее значение расхода газа. Для
расхода газа 6400 м3/час его значение составляет 2,4 и, таким образом, скорректированное
значение среднего дебита воды составило за первые 30 минут 480 л/час или всего по
объему 240 л. Разница с объемом слива из сепаратора не превышает 15%. Интересно
отметить динамику дебита воды после повышения расхода газа с 4 500 до 5 800 м3/час
Выброс воды с нуля был столь значителен, что заполнил сепаратор за 20 с (см. слайд 24,
точки измерений с 250 по 300). Пиковое значение дебита в этом выбросе достигало более
1 000 л/час.
Таким образом, датчик ДСП-АКЭ-2 прошел проверку тарировки по дебиту
капельной влаги на Касимовском ПХГ.

24.

24
МОНИТОРИНГ ДЕБИТА ВОДЫ ДАТЧИКОМ ДСП-АКЭ-2 НА СКВАЖИНЕ № 46
УВЯЗОВСКОЙ ПЛОЩАДКИ КАСИМОВСКОГО ПХГ (2013Г.)

25. ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ

25
ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В таблице приведены сведения по реализованным на конец 2015г. поставкам ДС типа
«ДСП-А» на различные ПХГ.
ДСП-А0
Кол-во
комплектов
ДСП-АКЭ-2
Кол-во компл.
Касимовское ПХГ
117
Касимовское ПХГ
193
Увязовская СПХГ
95
Елшано-Курдюмское ПХГ
21
Карашурское ПХГ
25
Совхозное ПХГ
110
Степновское ПХГ
34
Ставропольское ПХГ
68
Песчано-Уметское ПХГ
43
Канчуринское ПХГ
94
ИТОГО: 314
Московское ПХГ
83
Калужское ПХГ
38
Елшанское СПХГ
29
Пунгинское ПХГ
50
ИТОГО: 686
ВСЕГО 1000 КОМПЛЕКТОВ

26. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДС «CLAMPON DSP-06» И «ДСП АКЭ» НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

26
Сравнительные данные по замерам мехпримесей и воды на скважинах
Из таблицы видно, что уровня чувствительности датчика ДСП-АКЭ достаточно для
мониторинга содержания песка и обводненности. При этом полученные значения
содержания песка совпадают по чувствительности с датчиком «ClampOn» и пробой
лаборатории физико-химического анализа (ЛФХА). Сравнивая данные по
обводненности, получаемые с датчика ДСП-АКЭ и ЛФХА, необходимо сделать поправку
на возможности датчика, так как он является детектором и показывает обводненность по
запрограммированным семи дискретным уровням.

27. Опыт эксплуатации «ДСП-А» на газодобывающих предприятиях и подземных хранилищах газа показывает, что они позволяют оперативно и без больш

27
Опыт эксплуатации «ДСП-А» на газодобывающих предприятиях и подземных
хранилищах газа показывает, что они позволяют оперативно и без больших
материальных затрат осуществлять мониторинг параметров работы скважин по выносу
твёрдых механических примесей и жидких включений (пластовой воды).
При этом решается задача оптимизации режимов работы скважин в различные
периоды их эксплуатации тем самым существенно снижая риск преждевременного износа
подземного и устьевого технологического оборудования, возникновения аварийных
ситуаций, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей
среды, остановке и простою скважин.
ДСП-А могут применяться как в виде самостоятельного законченного изделия, так и
являться составной частью интегрированных автоматизированных систем управления
технологическими процессами.

28.

Компания «Сигма-Оптик» производит шефмонтаж (установку) своего
оборудования на объектах Заказчика (потребителя). На объектах газового и
нефтяного комплекса шефмонтаж проводится совместно со специалистами
организаций — потребителей.
28
Указанные работы предшествуют проведению пуско-наладочных работ и вводу
оборудования в эксплуатацию.
Оборудование и приборы, поставляемые компанией потребителю, вводятся в
опытную и (или) опытно-промышленную эксплуатацию по результатам проведения
пуско-наладочных работ на объектах Заказчика.
Пуско-наладочные работы проводят по договорам, заключенным по итогам
конкурсов со специализированными подрядными организациями. Условия
выполнения работ и соответствие требованиям оговариваются в договорах.
Указанные работы проводят группы аттестованных высококвалифицированных
специалистов компании «Сигма-Оптик» совместно со специалистами (сотрудниками)
служб эксплуатации Заказчика с разделением обязанностей, предусмотренных
условиями договора и инструкциями по проведению работ.
Для всех поставляемых компанией приборов и оборудования обязательным
является гарантийное обслуживание. Сроки и условия проведения такого
обслуживания регламентируются техническими условиями и техническим описанием
на изделие, а также условиями договора.

Предложите, как улучшить StudyLib

(Для жалоб на нарушения авторских прав, используйте

другую форму
)

Ваш е-мэйл

Заполните, если хотите получить ответ

Оцените наш проект

Источник

Слайды и текст этой презентации

Описание слайда:

ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А

Слайд 2

Описание слайда:

Слайд 3

Описание слайда:

Слайд 4

Описание слайда:

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
«СПЕКТР-М»

Слайд 5

Описание слайда:

Слайд 6

Описание слайда:

ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И ВОДЫ (ВПВ)

Слайд 7

Описание слайда:

Слайд 8

Описание слайда:

Слайд 9

Описание слайда:

ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ

Слайд 10

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ

Слайд 11

Описание слайда:

Слайд 12

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ-1

Слайд 13

Описание слайда:

Слайд 14

Описание слайда:

СОСТАВ ДСП-АКЭ-2

Слайд 15

Описание слайда:

Слайд 16

Описание слайда:

Диспетчерский интерфейс

Слайд 17

Описание слайда:

ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С РАЗЛИЧНЫМ ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

Слайд 18

Описание слайда:

Слайд 19

Описание слайда:

Слайд 20

Описание слайда:

Слайд 21

Описание слайда:

Слайд 22

Слайд 23

Описание слайда:

Слайд 24

Слайд 25

Описание слайда:

Слайд 26

Описание слайда:

Слайд 27

Описание слайда:

Слайд 28

Описание слайда:

Источник

Сведения о продукции

ЕАЭС RU С-RU.ВН02.В.00644/20

Общее наименование продукции

Акустический датчик-сигнализатор превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А).
Излучатель акустических сигналов ИАС-01.

Общие условия хранения продукции

Условия, сроки хранения, назначенный срок службы – в соответствии с техническими условиями Технические условия МГФК.413163.002 ТУ (4215-001-35258752-02 ТУ), СЕАН.468781.001.

Общие сведения об области применения продукции

1 Сведения о продукции, обеспечивающие ее идентификацию
Сертификат соответствия распространяется на акустический датчик-сигнализатор превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А) исполнений: ДСП-АКЭ (базовое исполнение), ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2, ДСП-АКЭ-2(М), и излучатель акустических сигналов ИАС-01 (далее – датчик и излучатель). Исполнения датчика отличаются комплектацией и типом электропитания (сетевое питание и/или блок автономного питания).
Датчик и излучатель в части взрывозащиты соответствуют требованиям ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах», ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования», ГОСТ IEC 60079-1-2011 «Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d», ГОСТ IEC 60079-1-2013 «Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d».
Ех-маркировка по ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) излучателя и устройств в составе датчика, в зависимости от исполнения, приведена в таблице 1.
Таблица 1
Исполнения датчика ДСП-А, излучатель ИАС-01 Взрывозащищенные устройства в составе датчика ДСП-А Ex-маркировка
ДСП-АКЭ Моноблок МБ ДСП-АКЭ 1Ех db IIA T6 Gb
Блок управления питанием БУП 1Ех d IIС T5 Gb
Выносной блок автономного питания ВБАП 1Ех d IIС T5 Gb
Коробка соединительная клеммная КСК 1Ех d IIС T5 Gb
ДСП-АКЭ-1 Моноблок МБ ДСП-АКЭ-1 1Ех db IIA T6 Gb
Блок управления питанием БУП-1 1Ех d IIС T5 Gb
Коробка выносного блока COM-порта типа КВК-1 1Ех d IIС T5 Gb
Коробка соединительная клеммная КСК-1 1Ех d IIС T5 Gb
ДСП-АКЭ-2 Моноблок МБ ДСП-АКЭ-2 1Ех db IIA T6 Gb
Блок управления питанием БУП-2 1Ех d IIС T5 Gb
Коробка соединительная клеммная КСК-2 1Ех d IIС T5 Gb
ДСП-АКЭ-2(М) Моноблок МБ ДСП-АКЭ-2(М) 1Ех db IIA T6 Gb
Блок управления питанием БУП-2(М) 1Ех d IIС T5 Gb
Блок автономного питания БАП-2(М) 1Ех d IIС T5 Gb
ИАС -01 − 1Ех db IIA T6 Gb
Маркировка взрывозащиты, наносимая на оборудование и указанная в технической документации изготовителя, должна содержать специальный знак взрывобезопасности в соответствии с Приложением 2 ТР ТС 012/2011 «О безопас-ности оборудования для работы во взрывоопасных средах» и Ех-маркировку по ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) (таблица 1).
2 Описание элементов конструкции и средств обеспечения взрывозащиты
Датчик предназначен для контроля превышения программно заданных дискретных уровней дебета твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе на газовых промыслах и подземных хранилищах газа. Исполнение ДСП-АКЭ имеет 5 контролируемых уровней, исполнения ДСП-АКЭ-2, ДСП-АКЭ-2(М) − семь контролируемых уровней. Исполнения ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2 имеют сетевое питание, ДСП-АКЭ, ДСП-АКЭ-2(М) имеют и сетевое, и автономное питание. Обмен данными в исполнении ДСП-АКЭ осуществляется по специальному двоичному коду, в исполнениях ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2 и ДСП-АКЭ-2(М) обмен данными происходит по стандартному протоколу обмена RS 485 «Modbus». При эксплуатации на открытых площадках может комплектоваться защитным кожухом.
Излучатель ИАС-01 предназначен для проверки работоспособности датчика-сигнализатора ДСП-А в условиях газового промысла и подземного хранилища газа при проведении пуско-наладочных работ и работ по техническому обслуживанию датчиков-сигнализаторов ДСП-А. При проведении работ излучатель ИАС-01 крепится с помощью прижимной планки и хомута с набором крепежных элементов на поверхность трубопровода вблизи моноблока датчика.

Конструктивно моноблок датчика ДСП-А выполнен в металлической оболочке цилиндрической формы. На одном торце оболочки установлена крышка, имеющая с оболочкой резьбовое соединение. На другом торце установлен пьезодатчик. Внутри оболочки моноблока размещены электронные компоненты. На боковой поверхности имеется кабельный ввод.
Выносной блок автономного питания состоит из батареи литиевых элементов, размещенных во взрывонепроницаемой оболочке. Оболочка оборудована кабельными вводами.
Блок управления питанием представляет собой электронное устройство, расположенное во взрывонепроницаемой оболочке. Оболочка оборудована кабельными вводами.
Блок автономного питания состоит из батареи литиевых элементов, размещенных во взрывонепроницаемой оболочке. Оболочка оборудована кабельными вводами.
Соединение устройств в составе датчика ДСП-А выполнено с помощью бронированного кабеля типа МКЭКШВ. При эксплуатации на открытых площадках применяется защитный кожух.
Излучатель ИАС-01 выполнен в виде металлического моноблока цилиндрической формы. Корпус состоит из двух отсеков. Один отсек предназначен для размещения акустического излучателя. Второй – для размещения платы управления и батарейного блока с элементами питания. На корпусе ИАС-01 имеется кнопка переключения режимов работы и светодиодный индикатор.
Взрывозащита датчика и излучателя обеспечивается следующими средствами.
Блоки управления питанием БУП, БУП-1, БУП-2, БУП-2(М), выносной блок автономного питания ВБАП, блок автономного питания БАП-2(М), коробки соединительные клеммные, коробка выносного блока COM-порта в составе датчика ДСП-А имеют сертифицированные взрывонепроницаемые оболочки и кабельные вводы производства ООО «ЗАВОД ГОРЭЛТЕХ».
Взрывоустойчивость и взрывонепроницаемость оболочек моноблоков датчика ДСП-А и излучателя ИАС-01 соответствуют требованиям для электрооборудования подгруппы IIА по ГОСТ IEC 60079-1-2013. Параметры взрывонепроницаемых соединений: осевая длина резьбы, число витков зацепления резьбовых соединений, длина и ширина щели цилиндрических соединений соответствуют требованиям ГОСТ IEC 60079-1-2013 для электрообору-дования подгруппы IIА. Резьбовые соединения предохранены от самоотвинчивания с помощью клея-герметика.
Максимальная температура нагрева поверхности устройств в составе датчика ДСП-А и излучателя не превышает значений, допустимых для соответствующего температурного класса по ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011).
Конструкция корпуса и отдельных частей оболочек устройств в составе датчика ДСП-А и излучателя выполнена с учетом общих требований ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) для электрооборудования, размещенного во взрывоопасных зонах. Уплотнения и соединения элементов конструкции обеспечивают степень защиты IP54 по ГОСТ 14254-2015 (IEC 60529:2013) «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)». Механическая прочность оболочек соответствует требованиям ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) для электрооборудования II группы с высокой степенью опасности механических повреждений. Фрикционная искробезопасность обеспечена характеристиками выбранных конструкционных материалов.
Электротехнические устройства в составе датчика ДСП-А и излучатель имеют предупредительные надписи, таблички с указанием маркировки взрывозащиты, знака «Х».
3 Условия применения
Датчик и излучатель относятся к взрывозащищенному электрооборудованию группы II по ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) и предназначены для применения во взрывоопасных зонах в соответствии с установленной маркировкой взрывозащиты, требованиями ТР ТС 012/2011, ГОСТ IEC 60079-14-2013 «Взрывоопасные среды. Часть 14. Проектирование, выбор и монтаж электроустановок», других нормативных документов, регламентирующих применение электрооборудования во взрывоопасных зонах, технического описания и руководства по эксплуатации МГФК.413163002 ТО, руководства по эксплуатации СЕАН.468781.001 РЭ.
Возможные взрывоопасные зоны применения датчика и излучателя, категории взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом – в соответствии с требованиями ГОСТ IEC 60079-10-1-2011 «Взрывоопасные среды. Часть 10-1. Классификация зон. Взрывоопасные газовые среды», ГОСТ Р МЭК 60079-20-1-2011 «Взрывоопасные среды. Часть 20-1. Характеристики веществ для классификации газа и пара. Методы испытаний и данные».
Замена и обслуживание элементов питания выносного блока автономного питания и блока автономного питания в составе датчиков ДСП-А допускается только вне взрывоопасной зоны.
Светодиодный индикатор и элементы питания излучателя ИАС-01 необходимо оберегать от механических ударов.

Установка, эксплуатация и техническое обслуживание датчиков и излучателя должны проводиться в строгом соответствии с требованиями технического описания и руководства по эксплуатации МГФК.413163.002 ТО, руководства по эксплуатации СЕАН.468781.001 РЭ.
Параметры электропитания ДСП-А:
— напряжение постоянного тока, В 24 ± 2
— потребляемый ток, мА не более 25
— потребляемая мощность, Вт не более 0,6
— напряжение постоянного тока аккумуляторной батареи в БАП-2(М), В 24 ± 2
— напряжение постоянного тока аккумуляторной батареи ВБАП, В ±7 ± 1
— потребляемая мощность при питании от аккумуляторной батареи, Вт не более 0,18
Параметры электропитания ИАС-01:
— напряжение постоянного тока, В 6 ± 0,5
— потребляемый ток, мА не более 8,6
Условия эксплуатации:
— температура окружающей среды, оС:
ДСП-АКЭ, ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2, ДСП-АКЭ-2(М) (без защитного кожуха) от -55 до +60
ДСП-АКЭ, ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2, ДСП-АКЭ-2(М) (с защитным кожухом) от -60 до +60
ИАС-01 от -55 до +60
— относительная влажность воздуха, % до 98
— атмосферное давление, кПа от 84 до 106,7
Внесение в конструкцию и состав акустического датчика-сигнализатора превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А) исполнений: ДСП-АКЭ (базовое исполнение), ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2, ДСП-АКЭ-2(М), и в конструкцию излучателя акустических сигналов ИАС-01 изменений, касающихся средств взрывозащиты, должно быть согласовано с аккредитованной испытательной организацией ОС ВСИ «ВНИИФТРИ».

Общие условия эксплуатации продукции

—

Происхождение продукции

РОССИЯ

Сведения об обозначении, идентификации и дополнительная информация о продукции

Наименование (обозначение) продукции

Код ТН ВЭД ЕАЭС

9026802000 — — электронные

Иная информация о продукции

—

Срок службы или ресурс продукции

—

Документ(ы), в соответствии с которым изготовлена продукция

Наименование документа

Технические условия

Номер документа

СЕАН.468781.001 ТУ

Стандарты и иные нормативные документы, применяемые при подтверждении соответствия

Обозначение стандарта, нормативного документа

ГОСТ IEC 60079-1-2013

Раздел (пункт, подпункт) стандарта, нормативного документа

—

Наименование стандарта, нормативного документа

Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d»

Статус стандарта, нормативного документа

нет

Источник

Предложите, как улучшить StudyLib

(Для жалоб на нарушения авторских прав, используйте

другую форму
)

Ваш е-мэйл

Заполните, если хотите получить ответ

Оцените наш проект

Источник

Акустический датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ

<img decoding="async" onError="javascript: wp_broken_images = window.wp_broken_images || function(){}; wp_broken_images(this);" src="http://www.sigma-optic.ru/netcat_files/Image/dev/dspake1.jpg" />

Основные параметры:

Конструктивное исполнение:

Условия эксплуатации:

В комплект входят:

<img decoding="async" onError="javascript: wp_broken_images = window.wp_broken_images || function(){}; wp_broken_images(this);" src="http://www.sigma-optic.ru/netcat_files/Image/dev/dspake03.jpg" />

Метрологическое обеспечение

Сертификация

Основные параметры :

Конструктивное исполнение:

Условия эксплуатации :

В комплект входят:

<img decoding="async" onError="javascript: wp_broken_images = window.wp_broken_images || function(){}; wp_broken_images(this);" src="http://sigma-optic.com/netcat_files/userfiles/ake2_sm.jpg" />

Сертификация

Испытания. Эксплуатация.

Датчик песка в газовых трубах

Слайд 1

ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ

В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-ААО «СИГМА-ОПТИК»

Слайд 2

Для эффективной работы газовых месторождений

важными информационными параметрами, наряду с устьевым

Слайд 3

Из отечественных средств в настоящее

время широко используются акустические ДС твёрдых

Слайд 4

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС 4«СПЕКТР-М»«КАДЕТ»«ROXAR»«CLAMPON»«ДСП-А»

Слайд 5

В таблице (слайд 6) приведены характеристики

известных отечественных и зарубежных ДС в

Слайд 6

ХАРАКТЕРИСТИКИ АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ВЫНОСА ПЕСКА И

ВОДЫ (ВПВ)6

Слайд 7

Акустические датчики-сигнализаторы превышения уровней содержания твердых

включений и капельной влаги в потоке

Слайд 8

ДСП-АКЭ (см. слайд 10). Пятиуровневый акустический

датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги

Слайд 9

ЗНАЧЕНИЯ ПЯТИ УСТАНОВЛЕННЫХ УРОВНЕЙ ДЕБИТА ТВЁРДЫХ

ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ9

Слайд 10

СОСТАВ ДСП-АКЭ

Слайд 11

ДСП-АКЭ-1 (см. слайд 12). Пятиуровневый акустический

датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги

Слайд 12

СОСТАВ ДСП-АКЭ-1 12

Слайд 13

ДСП-АКЭ-2 (см. слайд 14). Модификация ДСП-АКЭ-2

осуществляет контроль семи дискретных уровней превышения

Слайд 14

СОСТАВ ДСП-АКЭ-214

Слайд 15

Анализ результатов работы ДСП-АКЭ в режиме

ГДИ на примере скважины № 9262

Слайд 16

Диспетчерский интерфейс16

Слайд 17

ДИНАМИКА ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКА В ПРОДУВКАХ С

РАЗЛИЧНЫМ ДИАМЕТРОМ ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

Слайд 18

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛА ГАЗО-ДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА

СКВАЖИНЕ № 9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО

Слайд 19

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ ДСП-АКЭ В РЕЖИМЕ

ГДИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО

Слайд 20

КОЛИЧЕСТВО ДАТЧИКОВ «ДСП-А» РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ, ПОСТАВЛЕННЫХ

НА ОБЪЕКТЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ

Слайд 21

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА ДСП-А НА ПОДЗЕМНЫХ

ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (ПХГ)Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации

Слайд 22

ГИСТОГРАММА ПОКАЗАНИЙ «ДСП-А» ПО КОЛИЧЕСТВУ ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ

ДНЕЙ ПОЯВЛЕНИЯ ИНДИКАЦИИ В СИСТЕМЕ «ELPRO»

Слайд 23

В 2010г. на Касимовском ПХГ были

ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ

В ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А
АО «СИГМА-ОПТИК»

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
4
«СПЕКТР-М»
«КАДЕТ»
«ROXAR»
«CLAMPON»
«ДСП-А»

ВОДЫ (ВПВ)
6

ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
9

СОСТАВ ДСП-АКЭ-1
12

СОСТАВ ДСП-АКЭ-2
14

Диспетчерский интерфейс
16

ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации

ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В

28
Компания «Сигма-Оптик» производит шефмонтаж (установку) своего

Слайд 1ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ
ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ
В

ПОТОКЕ ГАЗА ДСП-А
АО «СИГМА-ОПТИК»

Слайд 2
Для эффективной работы газовых месторождений важными

Слайд 3
Из отечественных средств в настоящее время

Слайд 4ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ЗАРУБЕЖНЫЕ ДС
4
«СПЕКТР-М»
«КАДЕТ»
«ROXAR»
«CLAMPON»
«ДСП-А»

(ВПВ)
6

И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
9

ГАЗА (ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации ДС типа

первые тарировки комбинированных датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2013г.

№ 46 УВЯЗОВСКОЙ ПЛОЩАДКИ КАСИМОВСКОГО ПХГ (2013Г.)
24

Слайд 25ОБЪЁМЫ ВНЕДРЕНИЯ ДАТЧИКОВ ДСП-А НА ПХГ
В таблице

АКЭ» НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ЗАО «РОСПАН

Слайд 2828
Компания «Сигма-Оптик» производит шефмонтаж (установку) своего оборудования