|
Рефераты Главная Финансовое право Финансовый менеджмент финансовая математика Финансы деньги кредит Французский Компьютерные сети Конституционное право зарубежныйх стран Конституционное право России Краткое содержание произведений Программирование компьютеры и кибернетика Производство и технологии Психология Разное Религия и мифология Трудовое право Туризм Уголовное право и процесс Управление |
Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"
Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляет около 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузки установки по сырью составит ? 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции. В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности с подготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти. Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско - Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторождения Угутско - Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная подготовка нефти. При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы: 1. снизится нагрузка по подготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс. т.); 2. снизится нагрузка на нефтесборный трубопровод Угут - ЦППН НГДУ «МсН»; 3. уменьшение затрат компании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии; 4. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении; 5. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»; 6. снижение затрат на встречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21; 7. снижение себестоимости подготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициента загрузки УПСВ и ЦППН (фактическая мощность ЦППН - 12 000 тыс. т. в год); 8. снижение прямых и косвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионной агрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии. 3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов Исходным сырьем установки предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90, которая поступает двумя потоками. Один поток жидкости поступает с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9 Мамонтовского месторождения. Разгазированные нефти обоих потоков сернистые, парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%. Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в табл. 5. Физико-химические свойства нефти в табл. 6. Химический состав пластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7. Расходные показатели реагентов и их характеристика приведены в табл. 8, табл.9. Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления. Степень очистки воды представлена в табл. 10. Таблица 5 Физико-химические свойства попутного нефтяного газа
Теплота сгорания, (низш.при 20оС) ккал/м3 - 11080,99.Сероводород отсутствуетПлотность, кг/м3 0,952Молекулярный вес 23Таблица 6Физико-химические свойства нефти.
Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от 15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1010 кг/м3 .Таблица 7Физико-химические свойства попутно добываемых вод.
Плотность, кг/м3 1010рН 7,74Ионный состав воды Cl -,HCO3-, Ca2+, Mg2+, Na+, K+, Fe3+.Массовая доля железа, мг/дм3 0,15Массовая доля сероводорода, мг/дм3 -- Таблица 8 Расходные показатели реагента
Таблица 9 Физико-химические свойства реагента
Краткая характеристика применяемого реагента Деэмульгатор "Рекорд -118" Изготовитель деэмульгатора: ОАО "Казаньоргсинтез" (Россия) Поставщик: АОЗТ "Химтехнефтегаз" г. Тюмень Продукт должен обеспечивать получение нефти с содержанием остаточной воды менее 1,0 %. Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ в сольванте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м3./9/ Таблица 10 Степень очистки воды
Данная степень очистки соответствует требованию Заказчика к качеству воды, используемой в системе поддержания пластового давления. 4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП Исходным сырьем является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90, которая поступает на приемную гребенку УПСВ двумя потоками. Один поток жидкости поступает по двум приемным трубопроводам D-325мм с ДНС-2Е, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ №1 Мамонтовского месторождения по приемному трубопроводу D-426 мм. Рабочее давление в трубопроводах на приемной гребенке УПСВ - 3,0-8,0 кгс/см2 (0,3-0,8 мПа). Контроль за приемным давлением осуществляется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров, установленных на приемных трубопроводах. Технологическая схема приемной гребенки предусматривает перевод жидкости с ДНС-2Е «на прямую» на цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) и перевод части жидкости на отстойники. С приемной гребенки газоводонефтянная эмульсия поступает по двум трубопроводам D-426мм на первую ступень сепарации газа от жидкости. Перед первой ступенью сепарации в поток эмульсии подается деэмульгатор для сокращения времени отделения нефти от воды. На УПСВ в качестве деэмульгатора используется Рекорд - 118. Расход реагента 10 -15 г/т. Первая ступень сепарации состоит из двух депульсаторов, оборудованных установками первичного отделения газа (УПОГ), двух сепараторов (С1/1, С1/2) объемом 100 м3 каждый и газового сепаратора (Г-1) объемом 100 м3. В депульсаторах за счет перепада давления 0,5 - 1,5 кгс/см2 (0,05-0,15мПа) происходит стабилизация потока жидкости и первичная сепарация газа, который поступает на УПОГ и далее по газопроводам D- 219 мм в газовый сепаратор для дополнительного отделения газа от жидкости. Остальная часть газоводонефтяной эмульсии направляется в сепараторы первой ступени сепарации. В С1/1, С1/2 происходит сепарация более 80 попутного нефтяного газа под давлением 1,0 - 6,0 кгс/см2 (0,1-0,6 мПа). Уровень жидкости в сепараторах - 0,7 - 1,8 м. Контроль за давлением и уровнем жидкости осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. При повышении давления более 8,8 кгс/см2 (0,88мПа) срабатывают срывные предохранительные пружинные клапаны (СППК), установленные на сосудах. Уровень жидкости в сепараторах первой ступени сепарации автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу жидкости из сепараторов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С1/1, С1/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. Газ с сепараторов первой ступени сепарации поступает в газовый сепаратор, где подвергается полному отделению от жидкости. Рабочее давление в сепараторе 1,0 - 6,0 кгс/см2 (0,1-0,6 мПа). Для контроля уровня жидкости (не более 0,2 метра) и давления в Г-1 установлен прибор ДУУ2-06. При повышении давления в сепараторе выше 8,8 кгс/см2(0,88 мПа) срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенный от жидкости газ из газового сепаратора по газопроводу D-426мм под давлением 3,0-6,0 кгс/см2 поступает на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод. Контроль давления в газопроводе осуществляется при помощи прибора Сапфир-22 ДИ и технического манометра. Часть газа с газового сепаратора Г-1 поступает в газовый сепаратор Г-2, где подвергается дополнительной сепарации от жидкости, и далее на котельную. Уровень жидкости в сепараторе 0 - 0,3 метра контролируется при помощи прибора ДПУ-4. Контроль давления в Г-2 осуществляется при помощи прибора Сапфир - 22МТ и технического манометра. Жидкость с первой ступени сепарации под давлением 1,5 - 3,0 гс/см2 (0,15-0,3 мПа) по трубопроводу D-426 мм поступает на шесть горизонтальных отстойников объемом 200 м3 каждый. Каждый отстойник оборудован двумя маточниками для более равномерного распределения жидкости. В отстойниках происходит отделение нефти от воды под давлением 1,2 - 2,5 кгс/см2 (0,12-0,25 мПа). Время отделения - 60 минут. Контроль давления, межфазным уровнем в отстойниках осуществляется при помощи приборов ДУУ2-06. Межфазный уровень 1, 4 - 2,0 метра поддерживается автоматически при помощи двух пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу воды из отстойников. При отсутствии автоматического регулирования уровня (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. При повышении давления в отстойнике выше 8,8 кгс/см2 срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенная от нефти вода с отстойников поступает в технологические резервуары (РВС) для глубокой очистки. Нефть с содержанием воды 0 - 10 под давлением 1,2 - 3,0 кгс/см2 (0,12-0,3 мПа) поступает по трубопроводу D-426мм в сепараторы второй ступени сепарации. Газ с отстойников сбрасывается по газопроводу D-89 мм в сепараторы второй ступени сепарации. Рабочее давление в газопроводе - 0,5-1,5 кгс/см2(0,05-0,15 мПа) контролируется техническим манометром. В сепараторах второй ступени сепарации (С2/1, С2/2) объемом 100м3 каждый под давлением 0 - 0,2 кгс/см2(0-0,02 мПа) происходит полная сепарация газа от жидкости. Контроль давления и уровнем жидкости в сепараторах осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. Уровень жидкости в сепараторах второй ступени сепарации 0,7 - 1,8 метра автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу газа из сепараторов, и при помощи пневматического клапана, связывающего выкидной и приемный трубопроводы нефтяных агрегатов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С2/1, С2/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. Выделившийся газ поступает по газопроводу D-530мм на факел низкого давления (ФНД), где происходит его сжигание. Нефть поступает на прием нефтяных насосных агрегатов под давлением 0,2 - 4,5 кгс/см2 (0,02-0,45 мПа). Нефтяная насосная станция предназначена для транспортировки нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосов ЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными узлами из СГ-П, одного насосного агрегата ЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль температуры подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920. Нефть с нефтяных агрегатов под давлением 25 - 33 кгс/см2 (0,25-0,33 мПа) (ЦНС 300х360) и 23 - 27 кгс/см2 (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступает на блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточный влагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в ). С блока качества нефти жидкость поступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит из трех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбинным счетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматический пробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер для определения процента воды химико-аналитической лабораторией методом центрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе - 6,0 - 15,0 кгс/см2 (0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров. Вода с отстойников по трубопроводу D-426мм поступает в технологические РВС №№3,4 объемом 5000 м3 каждый, где происходит дополнительное отделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м3, где происходит окончательное отделение воды от нефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборов ДУУ2-11. Рабочий уровень воды в резервуарах - 6,0 - 9,0 метров. Для дополнительного контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтяную пленку, накапливающуюся в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти, расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 -1,1 кгс/см2 (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи технических манометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см2 (0,9-1,1 мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ. С буферного РВС№5 вода с содержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л поступает на прием водяных агрегатов под давлением 0,5 - 1,2 кгс/см2 (0,05-0,12 мПа). Насосная станция по перекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов ЦНС 300х180 и одного насосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов под давлением 9 - 17 кгс/см2 (0,9-1,7 мПа) (ЦНС 300х180) и 18 - 27 кгс/см2 (1,8-2,7 мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудован расходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в напорном водоводе - 6,0 - 12,5 кгс/см2 (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в напорном водоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из них связывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй - выкидной трубопровод водяных агрегатов и РВС №№3,4,5. Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется деэмульгатор Рекод-118.Деэмульгатор поступает на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачки НМШ5-25-4/4.При температуре воздуха ниже 0С в ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогрев реагента до температуры 25 - 30 С, которая регулируется при помощи прибора ДУУ2-02. Рабочий уровень реагента в емкости 0,6 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насоса НД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4 закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой для визуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане - 0,6 - 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подается в камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорного нефтепровода, и далее под давлением 3,3 - 8,5 кгс/см2 (0,33-0,85 мПа) по двум трубопроводам D-59мм поступает на прием УПСВ. При повышении давления газа на ГПЗ более 6 кгс/см2 (0,6 мПа) (попадание жидкости в газопровод, прекращение приема газа) производится сброс газа на факел высокого давления (ФВД), где он сжигается. ФНД и ФВД оборудованы конденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счет перепада давления происходит дополнительное отделение газа от жидкости. Жидкость поступает в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Рабочий уровень 0,5 - 1,7 метров в К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление - при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ). На случай аварийных ситуаций (отключение электроэнергии, порыв напорного нефтепровода, порыв напорного водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0 - 1,3 кгс/см2 (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м3 каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируется техническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных РВС - 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4. Для опорожнения технологических аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сбора сальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППК на отстойниках на УПСВ применяются три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2, ДЕ-3)объемом 40м3 каждая. Рабочий уровень в дренажных емкостях - 0,4 - 1,6 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Для сбора сальниковых стоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м3. Рабочий уровень в емкости - 0,5 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН откачивается в технологические РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Для сбора промышленных и поверхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м3. Рабочий уровень в емкости - 0,7 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Подача воздуха на пневматические клапана и приборы КИП и А осуществляется посредством двух винтовых воздушных компрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами воздуха используется установка осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. На УОВ в масляном фильтре воздух очищается от компрессорного масла, в двух адсорберах - от воды. Адсорбентом является силикагель. Рессиверы служат для накопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также для дополнительной очистки воздуха от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха - 3,0 - 5,0 кгс/см2 (0,3-0,5 мПа). При отклонении значения давления от рабочих параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора. При повышении давления в линии подачи воздуха более 5,5 кгс/см2 (0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные на обоих рессиверах. Автоматическое управление технологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), смонтированная ООО «Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством микропроцессорных контроллеров «Гамма-7» и персонального компьютера. Для поддержания технологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования, предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотрена система сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП. При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатывает световая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает при аварийной остановке насосных агрегатов и компрессоров. Система блокировок предусматривает аварийную остановку нефтяных и водяных агрегатов в следующих случаях: - отклонение значений приемного и выкидного давления от рабочих параметров; - повышение температуры подшипников насоса и электродвигателя более 80С; - исчезновение оперативного напряжения в цепях управления КИП; - пожар; - загазованность 40% НКПР; - срабатывание электрозащиты./10/ Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ, отделять нефть с содержанием воды до 1 %. Спецификация КИПиА Приборы и средства автоматизации TISA Среда: НА 1…4, ВА 1…5 Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0... 100°С монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95 диапазон измеряемых температур 0.. .+100 °С температура окружающей среды -50.. .+100°С Челябинское ОАО "Теплоприбор" PIR Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ, вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ Датчик давления Сапфир 22ДИ пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25.02.180335-84 ЗАО «Альбатрос» г. Москва PISA Среда: НА 1…4, ВА 1…5 Датчик давления Сапфир 22ДИ пределы измерения 0...6 кгс/см2 9шт. ТУ 25.02.180335-84 0…60 кгс/см2 9 шт. ЗАО «Альбатрос» г. Москва PIRC Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2 Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0 пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25-7329.004-90 ЗАО «Альбатрос» г. Москва PIRC Среда: О 1…6 Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0 пределы измерения 0...10 кгс/см2 6 шт. ТУ 25-7329.004-91 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LIRC Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2 Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0 диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LIRC Среда: О 1…6 Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0 диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LA Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1 Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0 диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LA Среда: РВС 1…5 Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0 диапазон работы - 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LA Среда: Г-2 Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0 диапазон работы - 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93 ЗАО «Альбатрос» г. Москва LIR Среда: РВС 1…5 Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0 диапазон работы - 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96 ЗАО "Альбатрос" г. Москва LIR Среда: емкость подготовки реагента Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0 диапазон работы - 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87 ЗАО "Альбатрос" г. Москва LSA Среда: дренажные емкости Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0 Диапазон работы - 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95 ЗАО "Альбатрос" г. Москва FQI Среда: нефть на выходе УПСВ Счетчик турбинный НОРД-И2У-01 Диапазон работы 0 - 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81 MIR Среда: нефть на выходе УПСВ Влагомер товарной нефти ВСН-1 Диапазон работы 0 -100% 1 шт. ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино Московская область YA Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6 Пневматический клапан /10/ 5. Техническое обеспечение АСУ ТП Автоматизированная система управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения. |
|