Обслуживание агзу «спутник» и «асма. Методы измерения дебита добывающих скважин Схемы поверки установки асма

Результаты поиска

Нашлось результатов: 310061 (0,74 сек )

Свободный доступ

Ограниченный доступ

Уточняется продление лицензии

1

Особенности эксплуатации нефтегазоконденсатных залежей определяются геологическими условиями залегания и физическими свойствами пластовых флюидов

<...> Газовый фактор – объем добытого газа (в стандартных м3), извлеченного вместе с 1 т нефти, доведенной <...> <...> Qк = Qн+к – Qн – добыча конденсата, т ; Qг.р. = 10 –3 · r · Qн – добыча растворенного газа, тыс. м 3; <...>

2

СОЗДАНИЕ АЛГОРИТМА ПОКОМПОНЕНТНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ И ГАЗА НА ОСНОВЕ ОБРАБОТКИ ПРОМЫСЛОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ ПО СКВАЖИНАМ [Электронный ресурс] / Солянов, Мавлетдинов, Зайцев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2014 .- №10 .- С. 59-63 .- Режим доступа: https://сайт/efd/441809

Актуальность разработки алгоритма покомпонентного разделения добычи связана с необходимостью корректного учета извлечения запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа. Следствием корректного учета отбора УВ является обоснованное планирование добычи на прогноз и возможность локализации запасов с целью увеличения КИН. Созданный специалистами "КогалымНИПИнефть" алгоритм был запрограммирован и опробован на объекте БП91 СевероГубкинского месторождения. По результатам расчета показано покомпонентное распределение добываемой продукции с выделением адресных скважин, по которым зафиксированы физически недопустимые отборы газа

<...> Для бóльшей достоверности в алгоритме приведены условия 2 (Rs > Rsасма-т ) и 3 (Rsасма-т > Rsнач.), в <...> которых используется значение ГФ, замеренного на ПЗУ "АСМА -Т " (Rsасма-т ). <...> н и я: Q ж – д о б ы ч а ж и д ко с ти, т Q Ж У В – д о б ы ч а Ж У В, т Q г – д о б ы ч а п о п у <...> Б л о к 3 (р а с ч е т н ы й) 1 .

3

№11 [Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2016]

<...> <...> Данные по газовым факторам ежемесячно корректируются на основе последних замеров установкой "АСМА -Т " <...> и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11/2016 РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АСМА -Т <...> Установки массоизмерительные транспортабельные "АСМА -Т -03-400-300". 9.

4

№10 [Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2014]

Методики комплексной оценки нефтегазоносности территорий, подсчета запасов; вопросы оценки влияния геолого-физических факторов на показатели разработки месторождений.

Мамяшев Т .В., Ананченко А.С., Гроцкова Т .П. <...> С т ру кт ур но -т ек т он ич ес ка я ин т ер пр ет ац ия р ез ул ьт ат ов д ин ам ич ес ко го а на ли <...> С т еп ен ь до ве ри я т ре нд у пе сч ан ис т ос т и Ри с. 6 . <...> показателей по динамическому уровню); – начальный газовый фактор; – газовый фактор по замерам ПЗУ "АСМА -Т <...> которых используется значение ГФ, замеренного на ПЗУ "АСМА -Т " (Rsасма-т ).

5

Лейкоз из тучных клеток – лейкемический системный мастоцитоз как проявление системного мастоцитоза характеризуется пролиферацией и накоплением незрелых тучных клеток в костном мозге и других внутренних органах. Наибольшие трудности существуют в дифференциальной диагностике лейкемического системного мастоцитоза и миеломастоцитарного лейкоза. Несмотря на имеющиеся в обоих случаях опубликованные критерии диагностики, некоторые вопросы терминологии остаются открытыми. Данная проблема обсуждалась консенсус-группой по мастоцитозу в 2011 и 2013 гг. (EU/US-consensus group and the European Competence Network on Mastocytosis – ECNM). Диагноз миеломастоцитарного лейкоза как миелоидной опухоли с большим числом тучных клеток было предложено считать правомочным при отсутствии критериев, необходимых для диагностики мастоцитоза. Кроме того, было рекомендовано на основании наличия или отсутствия кожных проявлений разделить лейкемический системный мастоцитоз на острый и хронический. Первичную форму тучноклеточного лейкоза нужно дифференцировать с вторичной, которая, как правило, развивается на фоне установленного агрессивного системного мастоцитоза или саркомы тучных клеток. Подчеркнута неизбежность стадии предлейкоза для лейкемического системного мастоцитоза, который часто дебютирует в виде агрессивного системного мастоцитоза с быстрым прогрессированием и появлением от 5 до 19% тучных клеток в мазках костного мозга. Подобное состояние рекомендовано называть агрессивным системным мастоцитозом с трансформацией в лейкоз из тучных клеток. Расширение текущей классификации ВОЗ путем включения в нее различных вариантов тучноклеточного лейкоза позволит оптимизировать отбор пациентов для клинических испытаний.

именно АСМ с трансформацией в ЛТК (АСМ -т ) . <...> Предшествующая ММЛ клональная миелоидная Original article DOI 10.18821/0234-5730-2016-61-2-110-112 Т <...> Атипичные, тип I +/+/+ Атипичные, тип II + + +/+/-/+ Метахроматические бластные клетки + + -/+ -/+ Т <...> специфические параметры, особенно если есть сомнение в плане дифференциальной диагностики развивающегося АСМ -т <...> Л И Т Е РАТ У РА 1. Меликян А.Л., Суборцева И.Н., Горячева С.Р., Колошейнова Т .И.

6

В статье рассмотрены проблемы, возникающие при разработке программ испытаний сепарационных установок, вызванные особенностями задания их показателей назначения и параметров

сут 0,1…400 10 Установки массоизмерительные стационарные для нефтяных скважин "АСМА " (28685/1) Дебит <...> сут 0,1...400 11 Установки массоизмерительные транспортабельные "АСМА -Т -0,3-400-300" (39712-08) Диапазон <...> пропускная способность) сырой нефти (водонефтяной смеси) ("ОЗНА-Импульс"); – дебит по жидкости скважины ("АСМА <...> "); – сырой нефти – водонефтяная смесь ("АСМА -Т 03-400-300"). <...> измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, м3/сут (ИУ "АСМА -Т

7

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ ГАЗОВОЙ ШАПКИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА [Электронный ресурс] / Кордик [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2017 .- №9 .- С. 65-69 .- Режим доступа: https://сайт/efd/644705

В работе приведены результаты гидродинамических расчётов показателей эксплуатации скважины при условии снижения забойного давления (Рзаб.) ниже давления насыщения нефти газом (Рнас.) и, как следствие, выделения свободного газа в призабойной зоне пласта (ПЗП). Смоделирована величина газового фактора нефти (Гф) с учётом изменения режима эксплуатации скважины. Благодаря "локальному измельчению ячеек" модели (функция LGR) определен радиус зоны дегазации нефти в ПЗП в зависимости от динамики давления на забое скважины, выявлены тенденции в изменении вязкости и плотности нефти в пластовых условиях, нефте- и газонасыщенности пласта

м3; в атмосферных условиях – 0,848 т /м3; – плотность воды в атмосферных условиях – 1,019 т /м3; – газосодержание <...> нефти – 56,43 м3/т , или 47,84 м3/м3; – динамическая вязкость нефти в пластовых условиях – 1,151 мПа· <...> Замеры газового фактора, выполненные с помощью установки АСМА -Т , по опорному фонду скважин объекта БС10 <...> соответствует данным, полученным по результатам промысловых измерений, выполненных с помощью установки АСМА -Т <...> Октябрь 2014 г. по настоящее время Дебит жидкости, т /сут ↓ Постепенно снижается с 17…18 до 10 Рост

8

№1-2 [Промышленность и безопасность, 2011]

«Промышленность и безопасность» - это официальное печатное издание, в котором основными темами каждого выпуска являются официальная информация, нормативные акты и комментарии к ним, посвященные тематике промышленной безопасности. В журнале публикуется подробная информация о технических нововведениях и экспертных исследованиях, помогающих выстраиванию процесса промышленной безопасности и охраны труда на производстве. Аудитория издания: руководители предприятий, сотрудники Ростехнадзора, технические специалисты, руководители подразделений, специалисты служб промышленной безопасности и охраны труда, представители органов власти, учебные и экспертные организации.

аварии в 2009 году составил 35 тыс. руб. 5 июня 2010 года экипаж по исследованию скважин установкой АСМА -Т <...> Нефтяники заземлили установку АСМА -Т к устью скважины и подключили электропитание к станции управления <...> , установили противооткатные устройства под колеса автомобиля и выставили установку АСМА -Т на домкраты <...> Запустили станок-качалку в работу, подготовили установку АСМА -Т для приема и замера нефти из скважины <...> При проведении работ по сбору инструмента и оборудования установки АСМА -Т один из рабочих увидел, что

9

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ЗА ВЕЛИЧИНОЙ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ КАК ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ ТРЕБОВАНИЕ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ УЧЁТА ДОБЫЧИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА [Электронный ресурс] / Кордик [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2016 .- №11 .- С. 64-68 .- Режим доступа: https://сайт/efd/532511

В отраслевых и корпоративных руководящих документах установлено требование о систематическом определении газовых факторов нефти по различным структурным уровням учёта добычи углеводородов

в ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" данные исследования проводятся с использованием мобильной установки АСМА -Т <...> Отделение отсепарированного газа в АСМА -Т осуществляется в наклонном трубчатом сепараторе и измерительной <...> употребляется термин "рабочий" газовый фактор, так как она характеризует объем газа, выделившегося из 1 т <...> упоминалось выше, понимается объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т

10

В статье отражены возможности применения атомно-силовой микроскопии (АСМ) для раннего выявления изменений морфофункционального состояния клеток крови при некоторых заболеваниях, в т.ч. при сахарном диабете 2-го типа, Т-лимфобластном лейкозе, а также изложены методики приготовления образцов биологического материала для исследования, получения изображений высокого разрешения, определения модуля упругости клеточных мембран при исследовании клеток биологических жидкостей с использованием АСМ

раннего выявления изменений морфофункционального состояния клеток крови при некоторых заболеваниях, в т .ч <...>Т -лимфоцитами. <...> Волотовский [и др.]. – Мн., 2010. – Ч. 2, т . 2. – C. 151–153. 11. <...> Константинова // Рос. журн. биомеханики. – 2009. – Т . 13, № 4 (46). – С. 22–30. 13. Drozd, E.S. <...> Дрозд и др. // Биофизика. – 2011. – Т . 56, № 2. – С. 256–271. 15. Marchant, R.E., Kang.

11

Монастыри и монастырские крестьяне Поморья в XVI-XVII веках: механизм становления крепостного права

Монография посвящена истории монастырской колонизации Поморья в XVI-XVII вв. На основе обширного круга источников прослеживается эволюция аграрного строя и изменение положения монастырских крестьян, выявляются основные механизмы их закрепощения.

Т . 2. С. 140, 339. 2 СРЯ ХI–XVII вв. Т . 12. С. 155–156. 3 Там же. Т . 7. С. 345–346; АСМ . № 47. <...>Т . 3. С. 37, прим. 3 АСМ . № 197–200. 4 РГАДА. Ф. 281. <...>Т . 73. С. 219–248. 2 АСМ . Т . 1. № 3–4, 8–9. Все данные не позднее 1502 г. 3 Сб. ГКЭ. Т . 1. № 165. <...>Т . 1. С. 77–78. 7 АСМ . № 34, 38. 8 САС. Вып. 2. <...> С. 63–66. 3 АСМ . Т . 1. С. 225–254. 4 МИК. С. 308–311; ААЭ. Т . 1. № 353.

12

Статья посвящена анализу приборов нанотехнологий и тех физических явлений, которые лежат в их основе. Подробно рассмотрены сканирующий туннельный, атомно-силовой и магнитно-силовой микроскопы, указаны возможности этих приборов в развитии технологий атомного уровня - атомного дизайна, спинтроники и т. д. В основе действия приборов нанотехнологии лежат квантовые явления, что предъявляет более высокие, чем прежде, требования к уровню подготовки инженерного персонала и, соответственно, к уровню овладения студентами технических университетов современной, в первую очередь, квантовой, физикой. Подчеркивается важность фундаментальной подготовки студентов технических вузов для успешного развития нанотехнологий в нашей стране.

указаны возможности этих приборов в развитии технологий атомного уровня - атомного дизайна, спинтроники и т . <...> Материалы, Технологии, Инструменты, 1997, т . 2, № 3, с. 78–89. Бахтизин Р.З. <...> Соросовский образовательный журнал, 2000, т . 6, № 11, с. 1–7. Бинниг Г., Ререр Г. <...> Успехи физических наук, 1988, т . 154, вып. 2, с. 261–278. Смирнов Е.В. <...> Российский Химический Журнал, 2002, т . XLVI, № 5, с. 15–21. Головин Ю.И.

13

М.: ПРОМЕДИА

Рассмотрено применение сканирующей атомно-силовой микроскопии для оценки степени диспергирования технического углерода в вулканизованных и невулканизованных резиновых смесях. Показана возможность использования перепада высот рельефа на АСМ-изображениях для выявления отличий неоднородности резин с разными марками технического углерода.

Т . 47. Вып. 4. С. 301-313. 3. Харлампович Г.Д., Чуркин Ю.В. Фенолы. М.: Химия. 1974. 4. Кошель Г.Н. <...>Т . 39 Вып. 4-5. С. 172. 7. Рахманкулов Д.Л., Зорин В.В., Злотский С.С. <...>Т . 8. С. 404. Кафедра общей и физической химии УДК 678.046.2+678.4+620.191.4 1Е.А. Стрижак, 2Г.И. <...> дисперсного углерода), сканирующего атомносилового микроскопа SOLVER PRO (NT-MDT) (твердые включения, т .е <...>Т . 62. С. 121-144. 15. Молчанов С.П.

14

Представлены результаты экспериментальных исследований модификации зондов для атомно-силовой микроскопии критических размеров (Critical Dimension Atomic Force Microscopy – CD-AFM) осаждением углеродных нанотрубок (УНТ) для повышения точности определения шероховатости поверхности вертикальных стенок субмикронных структур. Исследованы методы осаждения индивидуальной УНТ на острие зонда атомно-силового микроскопа (АСМ), основанные на механическом и электростатическом взаимодействиях между зондом и массивом вертикально ориентированных углеродных нанотрубок (ВОУНТ). Показано, что при расстоянии между острием АСМ-зонда и массивом ВОУНТ 1 нм и приложении напряжения в диапазоне 2030 В, на острие осаждается индивидуальная углеродная нанотрубка. На основании полученных результатов сформирован зонд с углеродной нанотрубкой на острие (УНТ-зонд) радиусом 7 нм и аспектным отношением 1:15. Исследования УНТ-зонда показали, что его применение повышает разрешающую способность и достоверность измерений АСМ-методом по сравнению с коммерческим зондом, а также позволяет определять шероховатость вертикальных стенок высокоаспектных структур методом CD-AFM. Полученные результаты могут быть использованы при разработке технологических процессов изготовления и восстановления специальных АСМ-зондов, в том числе зондов для CD-AFM, а также при разработке методик межоперационного экспресс-контроля параметров технологического процесса производства элементов микро- и наноэлектроники, микро- и наносистемной техники.

Сканирование меры осуществлялось в полуконтактном режиме АСМ . <...> Между АСМ -зондом и Рис.5. <...> связано с отрывом УНТ не от подложки, а с разрывом нанотрубки в возможных местах дефектов ее структуры, т .е <...> Синицына и др. // Российские нанотехнологии.  2008.  Т . 3.  № 11.  С. 118123. 11. <...> Климин и др. // Химическая физика и мезоскопия.  2011. – Т . 13.  № 2.  C. 226231. 19.

15

С помощью атомно-силовой микроскопии в режиме поточечных измерений силового взаимодействия проведено количественное картирование наномеханических свойств интактных эритроцитов крыс в условиях, приближенных к физиологическим. Установлено, что эритроциты, закрепившиеся на подложке, обработанной полилизином (poly-L-lysine), имеют преимущественно плоскую форму. Однако со временем клетки могут скачкообразно трансформироваться в полусферические объекты, увеличиваясь в объеме и одновременно упрочняясь. Обсуждается возможный механизм эффекта

Анкудинов,2,3,¶ Т .Е. Тимошенко 1 1 Институт физиологии им. И.П. <...> Считается, что модуль Юнга измеряется точно, если объект индентируется, т . е. деформируется АСМ зондом <...> Анкудинов, Т .Е. Тимошенко Рис. 2. <...> эритроциты увеличивались в объеме и упрочнялись, но целостность мембраны сохранялась, и разрушения, т . <...>Т . 82. Вып. 10. С. 109–116. Назаров П.Г., Берестовая Л.К. // ДАН. 1995. Т . 343. Вып. 1.

16

ИССЛЕДОВАНИЕ НАЧАЛЬНЫХ СТАДИЙ ПРОЦЕССА ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ СТАЛИ 30Х13 МЕТОДАМИ АТОМНОЙ СИЛОВОЙ МИКРОСКОПИИ, ОЖЕ-ЭЛЕКТРОННОЙ СПЕКТРОСКОПИИ И РЕНТГЕНОВСКОЙ ФОТОЭЛЕКТРОННОЙ СПЕКТРОСКОПИИ [Электронный ресурс] / БЫСТРОВ [и др.] // Химическая физика и мезоскопия.- 2016 .- №1 .- С. 79-89 .- Режим доступа: https://сайт/efd/370795

Методами атомной силовой микроскопии (АСМ), Оже-электронной спектроскопии (ОЭС) и рентгеновской фотоэлектронной спектроскопии (РФЭС) исследованы начальные стадии процесса локальной электрохимической коррозии хромистой стали 30Х13. Установлено, что появление признаков локального растворения происходит уже на первой минуте анодного процесса. Определены наиболее информативные статистические параметры и оптимальный масштаб АСМ изображений. Установлен характер изменения атомных концентраций и химического состояния Cr и Fe на поверхности и в объемных слоях образцов в процессе локальной коррозии. Обосновано предположение, что появление в РФЭС спектрах линии металлического Cr может служить признаком начала локального растворения данного образца.

М., Стояновская Т . Н., Уголькова Т . А. <...>Т . 20, № 5. С. 698-710. 9. Фрейман Л. И., Флис Я., Прожак М., Гарц И. <...>Т . 41, № 1. С. 15-25. 13. Стрючкова Ю. М., Касаткин Э. В. <...>Т . 45, № 5. С. 509-516. 14. Стрючкова Ю. М., Касаткин Э. В. <...>Т . 20, № 3.

17

№3 [Нанотехнологии и охрана здоровья, 2011]

Научно-практический журнал «Нанотехнологии и охрана здоровья» основан в 2009 году. Тематика журнала - специализированная научно-практическая медицина и культурно-просветительская.

И., Глазко Т . <...> И., Глазко Т . <...> Глазко Т . <...> Под руководством Т . Т . Глазко защищены 4 кандидатских диссертации. Глазко Т . <...> Ф., Глазко Т . Т .

18

Экспертная система поддержки принятия решений для определения причин отказов автоматизированных станочных модулей [Электронный ресурс] / Козлова, Игнатьев // Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Технические науки.- 2013 .- №1 .- С. 19-25 .- Режим доступа: https://сайт/efd/269676

М.: ПРОМЕДИА

Рассматривается экспертная система поддержки принятия решений для определения причин отказов автоматизированных станочных модулей, формирующая рекомендации наладчикам по устранению дефектов технологического оборудования.

Computer science, computer engineering and control 19 УДК 004.891 Т . Д. Козлова, А. А. <...> Шп – шпиндель; ТГ – тахогенератор; РОШ – реле оптического шпинделя; Кx, Кz – каретки по осям x и z; Т <...> Козлова, Т . Д. <...> Экспертная система для определения причин неисправностей технологических систем / Т . Д. <...> система поддержки принятия решений для определения причин отказов автоматизированных станочных модулей / Т .

19

Нанотехнологии и микромеханика. Ч. 4. Зондовые нанотехнологии учеб. пособие

М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана

Описаны физические явления, используемые в работе сканирующего туннельного микроскопа и атомного силового микроскопа. Рассмотрены физико-химические законы наиболее разработанных зондовых нанотехнологий.

Он состоит из собственно АСМ и устройства в виде СТМ для измерения отклонения зонда АСМ от некоторого <...> По этому углу вычисляется изгиб кантилевера, т . е. отклонение ∆Z зонда АСМ от невозмущенного положения <...> Он возможен под зондами СТМ и АСМ . <...>Т . 154. Вып. 2. С. 261–278. 10. Иванов Ю.А. <...>Т . 23, № 1. С. 81–87.

20

На примере силикагеля ШСКГ (имеет глобулярное строение с нерегулярной поровой структурой) и кремнезема SBA-15 (обладает регулярной структурой с порами постоянного сечения) рассмотрены возможности атомно-силовой микроскопии (АСМ) по определению морфологии поверхности кремнеземов с различной пористостью. Показана возможность использования АСМ для изучения структуры материалов с регулярным расположением пор. Исследование методом АСМ глобулярных материалов неинформативно. Экспериментально определена толщина титаноксидного монослоя, формируемого на поверхности кремнезема SBA-15 за 1 цикл МН (-0,26 нм), что подтверждает равномерное послойное формирование титаноксидных покрытий по методу МН.

Соснов1, Т .С. Трубина2, А.А. <...>Т . 43. № 9. С. 1956-1959. 15. Алесковский В.Б. Химия надмолекулярных соединений. СПб.: Изд. <...>Т . 69. № 10. С. 1585-1593. 17. Magonov S.M., Elings V., Whangbo M.-H. <...>Т . 74. № 3. С.408-414. (Shevkina A.Yu., Sosnov E.A., Malygin A.A. <...> Плетнев Р.Н., Ивакин А.А., Клещев Д.Г., Денисова Т .Г., Бурмистров В.А.

21

№1 [Химическая физика и мезоскопия, 2008]

Тематика журнала включает в себя: Процессы горения и взрыва. Математическое моделирование физико-химических процессов. Кластеры, кластерные системы и материалы. Межфазные слои и процессы взаимодействия в них. Квантово-химические расчеты. Нелинейные кинетические явления. Наноэлектронные приборы и устройства. Журнал включен в Реферативный журнал и Базы данных ВИНИТИ РАН.

Т . 8, №3. С. 311-320. 2. Ерохин Б.Т ., Липанов А.М. <...>Т .53, № 8. <...>Т .3. С.1150. <...> В.Т . <...>Т .40, №4.

22

РОЛЬ БЕЛКОВЫХ СОПРЯГАЮЩИХ ФАКТОРОВ В ГЕНЕРАЦИИ МЕМБРАННОГО ПОТЕНЦИАЛА СУБМИТОХОНДРИАЛЬНЫМИ ЧАСТИЦАМИ АВТОРЕФЕРАТ ДИС. ... КАНДИДАТА БИОЛОГИЧЕСКИХ НАУК

М.: МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ М.В.ЛОМОНОСОВА

Выводы С целью изучения роли митохондриальных белковых сопрягающих факторов в метаболической генерации разности электрических потенциалов разработаны методы выделения модифицированных субмитохондриальных частиц, получаемых разрушением митохондрий ультразвуком и обработкой

СУБМИТОХОНДРИАЛЬНЫМИ ЧАСТИЦАМИ Диссертация написана на русском языке (Специальность биологическая физика № 091) А в т <...> о р е ф е р а т диссертации на соискание ученой степени кандидата биологических наук J-&3W ИЗДАТЕЛЬСТВО <...> Смесь инкубировали 15 мин. при комнатной температуре и использозали в опыте. - АСМ -СМЧ, АСМ -СМЧ+Fj, АСМ -СМЧ <...> реконструкции и обозначения, как в подписи к рис,1 . сукцинат АТФ олигомицин * . t У 1 ^ ^ Ч ^ ^ ^ Т <...> Биофизика мембран, Каунасский мед. ин-т , Москва-Каунас, 1969, стр. 63. 2.М.А.Владимирова, В.В.Кулене,

23

Методом термобарической обработки впервые получены образцы алмазосодержащих композиционных материалов с матрицей из полимеризованного фуллерита С60. Структура полученных материалов исследована с использованием оптической микроскопии и рентгенофазового анализа. Проведен анализ теплофизических свойств в зависимости от соотношения доли алмазных частиц в матрице композиционного материала. Твердость и износостойкость полученных образцов сопоставима с аналогичными свойствами алмазных буровых инструментов.

Таблица 3 Износостойкость образцов, полученных при P = 9 ГПа, Т = 1000 С Table 3. <...> С60 + 25%АСМ (10/7) 6,99 1,1 0,0064 С60 + 50%АСМ (10/7) 8,05 0,2 0,0403 С60 + 75%АСМ (10/7) 12,11 0,6 0,0202 <...> С60 + 20%АСМ (10/7) +20%АСМ (40/28) 8,50 1,5 0,0057 С60 + 30%АСМ (10/7) +30%АСМ (40/28) 15,56 0,9 0,0173 <...> С60 + 40%АСМ (10/7) +40%АСМ (40/28) 34,12 1,7 0,0201 С60 + 25%АСМ (40/28) 20,85 2,3 0,0091 Из результатов <...> Л И Т Е Р А Т У Р А 1.

24

Актуальность и цели. Для экспериментальных исследований фундаментальных физических эффектов в системах сверхмалых наночастиц в диэлектрических матрицах, а также для их приборных приложений, необходима разработка технологий контролируемого формирования сверхмалых наночастиц заданных размеров в толще сверхтонких диэлектрических пленок, что актуально как для прецизионной наноэлектроники с управляемыми характеристиками, так и для современной наномедицины. Целью настоящей работы является исследование особенностей туннельных вольт-амперных характеристик (ВАХ), полученных для растущих квантовых точек из коллоидного золота в системе совмещенного атомно-силового и сканирующего туннельного микроскопов (АСМ/СТМ), а также исследование условий возможного вклада 2Dдиссипативного туннелирования в туннельные ВАХ. Материалы и методы. Проведенный эксперимент частично отвечает методике авторов из университета Кобе (Япония). Образование частиц золота в пленках Au(III) – SiO2/TiO2 осуществляется с использованием атомного силового микроскопа. Теоретические работы выполнены в рамках теории диссипативного туннелирования методом инстантонов. Результаты. В работе получены туннельные ВАХ для растущих квантовых точек из коллоидного золота в системе совмещенного АСМ/СТМ. Проведено качественное сравнение туннельных ВАХ с рассчитанной теоретической кривой полевой зависимости вероятности 2D-диссипативного туннелирования с учетом влияния двух локальных фононных мод широкозонной матрицы. Установлено качественное соответствие экспериментальной и теоретической кривых, что свидетельствует о возможном вкладе механизма диссипативного туннелирования в туннельный ток через растущую квантовую точку под иглой кантилевера, который может быть усилен в кластерах размером от 1 до 5 нм в более тонких пленках. Выводы. Приведенное качественное сравнение туннельной ВАХ для растущих кластеров из коллоидного золота в системе совмещенного АСМ/СТМ и теоретической кривой для полевой зависимости вероятности 2D-диссипативного туннелирования с учетом влияния двух локальных фононных мод широкозонной матрицы показывает наличие возможного вклада диссипативного туннелирования в туннельный ток через растущую квантовую точку на начальной стадии роста. Установлено, что ионный механизм проводимости будет преобладать над туннельным, когда величина напряженности наведенного электрического поля положительных ионов золота превысит величину напряженности внешнего электрического поля.

Касаткин // Письма в журнал технической физики. – 2012. – Т . 38, № 4. –С. 60–65. 5. Weihua Guan. <...> Степанов // Физика твердого тела. – 2009. – Т . 51, № 1. – С. 52–56. 9. Kantam, M. Lakshmi. <...> Серия физическая. – 2007. – Т . 71, № 61. 14. Лапшина, М. А. <...> Денисов // Физика и техника полупроводников. – 2011. – Т . 45. – С. 414. 16. <...> Семенов // Журнал экспериментальной и теоретической физики. – 1987. – Т . 92, № 3. – С. 955. 20.

25

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АТОМНО-СИЛОВОЙ МИКРОСКОПИИ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ЦИТОМОРФОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЗНАКОВ ВОЗБУДИТЕЛЕЙ БАКТЕРИАЛЬНЫХ ИНФЕКЦИЙ [Электронный ресурс] / Немова, Фалова, Потатуркина-Нестерова // Бюллетень экспериментальной биологии и медицины.- 2015 .- №10 .- С. 110-113 .- Режим доступа: https://сайт/efd/354045

Методом атомно-силовой микроскопии изучены цитоморфологические признаки возбудителей бактериальных инфекций. Анализ упруго-механических свойств представителей Staphylococcus spp., полученных с кожи людей с хроническими дерматозами, показал, что клетки штаммов S. aureus характеризуются меньшей упругостью клеточной мембраны по сравнению с представителями транзиторной флоры. Выявлены достоверные отличия характеристик рельефа клеточных мембран и присутствия фактора патогенности fimA у кишечных палочек, выделенных со слизистых оболочек репродуктивного тракта клинически здоровых женщин и пациенток с воспалительными урогенитальными инфекциями. Ключевые слова: атомно-силовая микроскопия, генетические детерминанты, микрофлора, факторы патогенности

509 Атoмно�силoвая микроскoпия (АСМ ) - oдин из видов сканирующей зондовой микроскопии, ши� роко используемый <...> Методом АСМ oценена морфофункциональная реакция бактериальных клеток с различным типом строения клеточной <...> являлось изуче� ние цитоморфологических признаков возбудите� лей бактериальных инфекций при помощи АСМ <...>Т . 5, № 11 12. С. 136 141. 4. <...>Т . 35, № 8. С. 54 61. 6.

26

Интактные фибробласты, находящиеся на обработанной коллагеном подложке, исследованы с помощью атомно-силового микроскопа с использованием двух типов зондов: стандартных, с радиусом закругления кончика 2−10 nm, и специальных, с закрепленным на кончике SiO2 шариком калиброванного радиуса 325 nm. Установлено, что независимо от выбранного типа зонда средняя максимальная высота фибробласта оказывается на уровне ≈ 1.7 μm, а средняя жесткость контакта зонда с клеткой составляет ≈ 16.5mN/m.Результат проявляет особенность устройства фибробласта, заключающуюся в том, что по отношению к внутреннему содержимому клетки ее внешние слои ведут себя как жесткая оболочка, которая продавливается зондом на глубину, зависящую только от величины нагрузки

Этому способствуют возможности новых режимов АСМ , оптимизированных для работы с мягкими биологическими <...>Т . е. отличие ES от EH на порядок величины неудивительно. <...> Выражение (3) полезно при анализе АСМ -данных. <...>Т . 7. Теория упругости. М.: Наука, 1987. C. 44. Попов В.Л. <...>Т . 7. Теория упругости. М.: Наука, 1987.

27

В статье отражены результаты исследований влияния температуры и времени выдержки на параметры образовавшегося неалмазного углерода прямым методом высокотемпературной дифрактометрии. В результате проведенных экспериментов было установлено образование хорошо упорядоченного графита для алмазов марок АСМ 60/40, АМ 14/10 и наноалмаза. Сделано предположение, что образование хорошо структурированного графита происходит за счет эпитаксиального воздействия подложки (алмаз).

non-diamond carbon phase forming on the surface of ASM 60/40 powder during high-temperature studies № опыта (Т , <...> structure of nondiamond carbon phase formed during hightemperature studies of the AM 14/10 powder № опыта (Т , <...> nondiamond carbon phase forming during hightemperature studies of the nano diamond powder № опыта (Т , <...>Т . 39. Вып. 6. <...>Т . 41. Вып. 4. С. 695-701; Andreev V.D. // Physika tverdogo tela. 1999. V. 41. N 4.

28

В данной работе проведено исследование поверхности тонких металлических пленок золота, серебра и меди с фрактальной геометрией на диэлектрической подложке (слюде) методами атомно-силовой и туннельной микроскопии. Фрактальные характеристики, найденные с использованием атомно-силовой и туннельной микроскопии, согласуются друг с другом

Т . 72. Вып. 11. С. 1027-1054. 10. Зыков Т . Ю., Сдобняков Н. Ю., Самсонов В. М., Базулев А. <...>Т . 11, № 4. С. 309-313. 11. Сдобняков Н. Ю., Зыков Т . Ю., Базулев А. Н., Антонов А. С. <...>Т . 86. Вып. 2. С. 71-77. 15. Пушкин М. А. <...> Н., Зыков Т . Ю., Хашин В. А. <...>Т . 9, № 3. С. 250-255. 24. Сдобняков Н. Ю., Соколов Д. Н., Базулев А. Н., Самсонов В. М., Зыков Т .

29

МОДЕЛЬ БАЗЫ ЗНАНИЙ ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖКИ ПРОЦЕССА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ АВТОМАТИЧЕСКИХ СТАНОЧНЫХ МОДУЛЕЙ [Электронный ресурс] / Игнатьев, Козлова, Самойлова // Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Технические науки.- 2014 .- №2 .- С. 16-23 .- Режим доступа: https://сайт/efd/552489

Актуальность и цели. Применение экспертной системы позволяет аккумулировать знания обслуживающего персонала и экспертов о причинах отказов и результатах их устранения, что сократит время восстановления автоматических станочных модулей и соответственно повысит коэффициент готовности Это обусловливает актуальность данной работы. Материал и методы. Разработанная методика построения модели базы знаний экспертной системы поддержки процесса диагностирования автоматических станочных модулей учитывает их иерархическую структуру в виде подсистем различного уровня при построении всех компонентов системы (информационную универсальность, возможность расширения и внутреннюю совместимость компонент), обеспечивает на основе выявленных в условиях эксплуатации причинно-следственных связей между отказами и восстановлениями модулей и экспертной обработки данных методом парных сравнений формирование рекомендаций по устранению нарушений процесса функционирования модулей. Для формирования базы знаний предложено применение объектно ориентированной модели для формализации фактов, позволяющей отобразить объекты предметной области и связи между ними, и продукционной модели для формализации процедурных знаний (правил), обеспечивающих более гибкую организацию работы механизма вывода. Результаты. Проанализированы и структурированы данные об отказах автоматических станочных модулей. Построена база знаний экспертной системы, включающая декларативную компоненту в виде объектно ориентированной модели, которая содержит знания о подсистемах модуля, параметрах диагностирования, информацию об отказах подсистем и способах их устранения, и процедурную компоненту в виде продукционной модели, содержащую комплекс правил, используемых для обработки декларативных знаний, что обеспечивает формирование сообщений о неисправном функциональном блоке в той или иной подсистеме модуля. Выводы. Представленная модель базы знаний поддержки процесса диагностирования автоматических станочных модулей отражает процесс решения задачи при определении причин неисправностей на основе анализа диагностической информации и учитывает иерархическую структуру и алгоритм диагностирования.

Игнатьев, Т . Д. Козлова, Е. М. <...> , сгруппированные в соответствии с иерархической структурой АСМ . <...> Козлова, Т . Д. <...> Козлова, Т . Д. <...> Козлова, Т . Д.

30

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛЁНОК ПОЛИМЕТИЛМЕТАКРИЛАТА, МОДИФИЦИРОВАННОГО СВЕРХМАЛЫМИ КОЛИЧЕСТВАМИ МЕДЬ/УГЛЕРОДНЫХ НАНОКОМПОЗИТОВ, МЕТОДОМ АТОМНОЙ СОИВЛОЙ МИКРОСКОПИИ [Электронный ресурс] / ПОЛЕТОВ, БЫСТРОВ, КОДОЛОВ // Химическая физика и мезоскопия.- 2014 .- №1 .- С. 103-108 .- Режим доступа: https://сайт/efd/414620

Методом атомной силовой микроскопии (АСМ) в контнаокмт режиме были проведены исследования плёнок полиметилметакрилата (ПММА) собдавлением сверхмалых количеств медь/углеродных нанокомпозитов (1-02 и 1-03% от массы полимера). Изучались характеристики перохвности полимерного материала: сила взаимодействия зонда и поверхностгноо слоя ПММА – «адгезия» (F) и устойчивость к адг силовому воздействию зонда – «стойкость к истиран»ию(F). При введении указанных количеств наночастиц разр в плёнку ПММА зафиксированы существенные измененипяо обоим показателям.

Погоцкая И.В., Кузнецова Т .А., Чижик С.А. <...>Т . 3. С. 76-78. 9. Тринеева В.В., Ляхович А.М., Кодолов В.И. <...>Т . 2. С. 153-158. 12. Кодолов В.И, Хохряков Н.В. и др. <...> М.Т . <...> М.Т .

31

Представлены результаты экспериментальных исследований режимов ионно-стимулированного осаждения структур Pt толщиной от (0,48 ± 0,1) до (24,38 ± 0,1) нм методом фокусированных ионных пучков. Экспериментально определена скорость ионно-стимулированного осаждения Pt, которая в зависимости от режимов изменяется от (0,28 ± 0,02) до (6,7 ± 0,5) нм/с. Отклонение латеральных размеров структур Pt от заданных шаблоном уменьшается от (29,3 ± 0,07) % до (2,4 ± 0,2) % в зависимости от времени осаждения. При толщинах наноразмерных структур Pt более 3 нм их удельное сопротивление составляет (23,4 ± 1,8) Ом∙см и слабо зависит от толщины. Полученные результаты могут быть использованы при разработке технологических процессов формирования структур микроэлектронной сенсорики, наноэлектроники, нано- и микросистемной техники.

межсоединений при реконструкции СБИС, формировании проводящих зондов для сканирующей зондовой микроскопии и т .д <...> При этом осуществлялась статистическая обработка АСМ -изображений, полученных в полуконтактном режиме <...> сопротивлений (рис.1,б) : Rобщ = R0 + Rз.с + Rс + Rс.п, где R0 – сумма сопротивлений зонда АСМ <...> На рис.2 приведены АСМ -изображения морфологии и распределения токов растекания поверхности образца со <...> Электроника.  Т . 20.  №6.  2015.  С. 591597. 11.

32

Рассмотрены причины низкого фазового контраста изображения в атомно-силовом микроскопе (АСМ) при исследовании поверхности. Определены пути улучшения фазового контраста изображения в АСМ. Рассмотрены принципиально новые подходы к проектированию АСМ с миниатюрной вакуумной системой, обеспечивающей условия для улучшения фазового контраста изображения.

<...> Источниками этих локализованных зарядов могут быть зародыши дислокаций, имплантированные атомы, кластеры и т .д <...> Определены пути улучшения фазового контраста изображения в АСМ . <...> . 10-2 10-1 100 101 pк, Н/мм2 1 2 20 , 10 0 d, мкм Л и т е р а т у р а 1. <...>Т ., Васин В. А., Кеменов В. Н. и др.: Пат. на изобретение 2251024. 5. Васин В. А., Степанчиков С.

33

Методом атомно-силовой микроскопии (АСМ) проведен анализ структурно-функциональных особенностей (морфологии, силы адгезии и жесткости мембраны) нейтрофилов у больных хронической обструктивной болезнью легких (ХОБЛ) в фазе обострения. В режиме силовой спектроскопии выполнена количественная оценка модуля упругости (модуль Юнга) клеточной мембраны и силы адгезии нейтрофилов. Установлены уменьшение размера нейтрофилов, увеличение зернистости цитоплазмы, повышение модуля Юнга и силы адгезии у больных ХОБЛ в фазе обострения.

Морфометрическое исследование нейтрофилов методом АСМ . <...>Т а б л и ц а 1 Морфометрические показатели нейтрофилов у больных ХОБл в фазе обострения Показатель Контроль <...>Т а б л и ц а 2 Модуль Юнга и сила адгезии нейтрофилов у больных ХОБл в фазе обострения Показатель Контроль <...> Л И Т Е РАТ У РА 1. Global Initiative for Chronic Obstructive Lung Disease (GOLD). <...> морфометрических показателей выявили уменьшение площади ядра, тела клетки, диаметра нейтрофилов у больных ХОБЛ, т .

34

ОСОБЕННОСТИ РЕЦЕПТОРИ ТРАНСДУКТОР-ОПОСРЕДОВАННОЙ АКТИВАЦИИ ВНУТРИКЛЕТОЧНЫХ СИГНАЛЬНЫХ КАСКАДОВ В СЕНСОРНОМ НЕЙРОНЕ, ВЫЯВЛЕННЫЕ МЕТОДОМ АТОМНО-СИЛОВОЙ МИКРОСКОПИИ [Электронный ресурс] / Халисов [и др.] // Письма в журнал технической физики.- 2017 .- №1 .- С. 91-96 .- Режим доступа: https://сайт/efd/593369

Исследованы механические свойства сенсорных нейронов при активации внутриклеточных каскадных процессов коменовой кислотой, связывающейся с мембранным опиоидоподобным рецептором (рецептор-опосредованно),атакже очень низкой (эндогенной) концентрацией уабаина (трансдуктор-опосредованно). С помощью атомно-силовой микроскопии установлено, что воздействие уабаина в отличие от воздействия коменовой кислоты приводит к упрочнению сомы нейрона. Это свидетельствует о том, что рецептор-опосредованная передача сигнала на геном клетки осуществляется с помощью механизмов, отличающихся от трансдуктор-опосредованных сигнальных путей

Одна из важных характеристик, которую позволяет изучать АСМ , - модуль Юнга. <...>Т . 85. В. 10. <...>Т . 85. В. 2. <...>Т . 28. В. 4. С. 90–94. Ячнев И.Л., Шелых Т .Н., Подзорова С.А. и др. // ЖТФ. 2016. Т . 86. В. 6. <...>Т . 16. В. 3. С. 310–317.

35

Исследовано влияние метакрилоксипропилтриметоксисилана (МПТМОС) на зародышеобразование частиц кремнезема, синтезируемых в смеси вода−этанол−аммиак−тетраэтоксисилан (ТЭОС) методом Штобера−Финка−Бона. С помощью атомно-силовой микроскопии показано, что с ростом доли МПТМОС в смеси прекурсоров ТЭОС + МПТМОС от 0 до 12.5 мол. % конечный размер получаемых частиц кремнезема уменьшается с 470 до 10 нм, что обусловлено увеличением на несколько порядков количества центров нуклеации. МПТМОС, в отличие от ТЭОС, образует при гидролизе меньшее число депротонированных мономеров ортокремниевой кислоты, конденсация которых затруднена вследствие электростатического отталкивания. Поликонденсация электронейтральных продуктов гидролиза МПТМОС приводит к возникновению большего количества центров нуклеации в реакционной смеси.

методом ДРС гидродинамический диаметр соответствует размеру частицы, совершающей броуновское движение, т .е <...> Данные ДРС (рис. 3) коррелируют с данными, полученными с помощью АСМ . <...> Диаметр ШЧК определен из результатов их исследования в АСМ . <...> Шалумов Б.З., Широкова М.Д., Тимакова О.П., Литвякова Т .С. // Журн. прикл. химии. 1977. Т . 50. <...>Т . 73. С. 535. 13.

36

Для 3D-визуализации структуры поверхности эмали зуба человека и возможности количественной оценки и сопоставления полученных изображений предложена методика исследования твердых тканей зуба с помощью атомно-силовой микроскопии (АСМ). Работа выполнена на 24 продольных спилах зубов различных групп (резцы, моляры) с интактной внешней поверхностью эмали, не подвергшейся обработке, удаленных у пациентов в возрасте 17–30 лет по медицинским показаниям. В результате тестирования методики было подобрано оптимальное сочетание параметров - Height, Mag Sin Phase для АСМ-исследования твердых тканей зуба в полуконтактном режиме. Предложены и обоснованы критерии морфометрического анализа исследуемой поверхности (средняя волнистость; средняя шероховатость). Составленный протокол позволил установить структурные особенности поверхности эмали зуба человека на наноуровне в норме и может применяться (in vitro) для сопоставления ультраструктуры поверхности и ее морфометрии при различных патологических состояниях, после воздействия механических, химических и других факторов на поверхность эмали.

Порядок АСМ -сканирования: 1. <...>Т . 146, вып. 5. С. 52–56. 3. Белоусов Ю. Б. <...>Т . 88, № 4. С. 39–42. 7. Мандра Ю. В., Ронь Г. И., Вотяков С. Л. <...>Т . 4, № 1 (13). С. 77–86. 14. Шумилович Б. Р., Кунин Д. А., Красавин В. Н. <...>Т . 20, № 2. С. 330–334. 15. Bertassoni L., Habelitz S., Pugach M. et al.

37

Можно ли с помощью микроскопа разглядеть атом, отличить его от другого атома, проследить за разрушением или образованием химической связи и увидеть, как одна молекула превращается в другую? Да, если это не простой микроскоп, а атомно-силовой. А можно и не ограничиваться наблюдением. Мы живем в то время, когда атомно-силовой микроскоп перестал быть просто окном в микромир. Сегодня этот прибор можно использовать для перемещения атомов, разрушения химических связей, изучения предела растяжения одиночных молекул - и даже для исследования генома человека

Первая рабочая модель АСМ была устроена сравнительно просто. <...> Так, в одних публикациях сообщается, что атомно-силовая микроскопия позволила АСМ и разными атомами, <...> В 2013 году появились первые примеры использования АСМ для получения изображений отдельных молекул до <...> Он показал, как с помощью АСМ различить атомы, отличающиеся друг от друга гораздо меньше, чем углерод <...> сканирующего туннельного (верхний ряд изображений) и атомносилового (средний ряд изображений) микроскопов 3А т >

38

НЕКОТОРЫЕ НАУЧНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СОЗДАНИЯ И ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ III. РАЗВИТИЕ ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ [Электронный ресурс] / Баренбойм [и др.] // Вода: химия и экология.- 2009 .- №10 .- С. 1-9 .- Режим доступа: https://сайт/efd/535257

Важной составной частью систем мониторинга является их информационное обеспечение (информационная подсистема – ИС). Традиционным подходом в организации таких подсистем является их использование для сбора и обработки данных аналитических измерений. На самом деле, помимо этой обязательной функции ИС должна обеспечивать наличие и использование данных об источниках загрязнения вод, всего документооборота, связанного с экологическим статусом наблюдаемого объекта, о состоянии используемых технических средств, об эффективности управления на основании мониторинга и т.д. Принципы организации и функционирования таких ИС рассматриваются в предлагаемой статье

состоянии используемых технических средств, об эффективности управления на основании мониторинга и т .д <...> Ñòåïàíîâñêàÿ, к.т .н., старший научный сотрудник Института проблем управления им. В.А. <...> Масштабность информационно-измерительной системы АСМ ВО. <...> (человек, гидробиота, частично биота суши, в том числе, сельскохозяйственные растения и животные и т .д <...> Эдмондсон Т . Практика экологии. Об озере Вашингтон и не только о нем. М.: Мир, 1998. 299 с. 15.

39

В статье изложен способ контроля уязвимостей при масштабировании автоматизированной системы менеджмента предприятия интегрированной структуры, разработанный на основе выявления, анализа и расчета количественной оценки уязвимости. Данный способ учитывает параметры процесса функционирования АСМ предприятия интегрированной структуры и процесса атаки злоумышленника. Он позволит уменьшить время на выявление атаки и время принятия решения на локализацию атаки, а также принять меры по совершенствованию СЗИ АСМ, тем самым повысив общий показатель защищенности АСМ предприятия интегрированной структуры.

В настоящей работе поставлены следующие задачи: 1. Исследование эффективности наиболее зарекомендовавших себя твердых составов сульфоцианирующей среды с целью изучения влияния их на повышение износостойкости стали и чугуна. 2. Исследование прирабатываемости и износостойкости сульфоцианированной в твердой среде стали и чугуна при различных условиях и режимах трения. 3. Металлографическое исследование структуры сульфоцианирующих слоев, получаемых при различных составах сульфоцианирующей среды. 4. Исследование изменения химического состава сульфоцианированных образцов с целью установления режима обработки. 5. Эксплуатационные испытания некоторых деталей, восстановленных и упрочненных сульфоцианированием в твердой среде. 6. Экономический анализ целесообразности упрочнения восстановленных, деталей при ремонте тракторов и сельскохозяйственных машин методом сульфоцианирования в твердой среде.

АКАДЕМИЯ НАУК УКРАИНСКОЙ ССР ИНСТИТУТ МИКРОБИОЛОГИИ И ВИРУСОЛОГИИ ИМЕНИ Д.К. ЗАБОЛОТНОГО

Цель и задача работы. Цель настоящей работы заключалась в создании нового метода иммунодиагностики фитовирусов, отличающегося высокой чувствительностью и в тоже время достаточно простого и доступного для массовых анализов в производственных условиях.

в 2-4 раза чувствительнее АСМ и в 4-10 раз чувстви­ тельнее.КЗД. <...> Следует отметить, что сравнении АСМ и АБВ-теста было проведено при индексация клубневого материала (т .е.в <...>Т .о., открывает­ ся возможность непосредственной проверки клубневого материала. <...>Т .о., АБВ-тест позволяет ускорять анализ, поскольку КЛД требует не менее 30 мин, а в АСМ реакцию учитывают <...> Биол, 1982, т .17, № 2, с,292-297. 4, А.С. * 924099 (СССР).

42

На подложках монокристаллического кремния и кварца синтезированы пленки сложного оксида состава Sn2Nb2O7. Образцы получали магнетронным осаждением ниобия, последующим термооксидированием и модифицированием оксида ниобия NbO2 оловом путем отжига пленочной системы Sn-NbO2 в вакууме и в потоке кислорода при Т =773 К. Методом РОР определены концентрационные распределения компонентов в пленке, свидетельствующие о диффузионном проникновении олова в пленку оксида ниобия в процессе вакуумного отжига. Методами РЭМ и АСМ установлено, что с увеличением температуры отжига происходит укрупнение кристаллитов при неизменно гладкой поверхности пленки со значением шероховатости ~ 10 нм. Пленка оксида ниобия оптически более прозрачна, чем пленка после вакуумного отжига системы Sn-NbO2, и менее прозрачна, чем пленка сложного оксида Sn2Nb2O7, полученная в ходе последующего термооксидирования. Определены значения энергий прямых переходов: 4.02 эВ для плёнки NbO2 и 4.19 эВ для пленки на основе оксида ниобия Nb2O5 гексагональной модификации и сложного оксида состава Sn2Nb2O7

оксида ниобия NbO2 оловом путем отжига пленочной системы Sn-NbO2 в вакууме и в потоке кислорода при Т <...>АСМ -изображения поверхности пленок после вакуумного отжига при Т = 773 К структуры Sn/ Nb2O5/Si представлены <...>АСМ -изображение поверхности 2×2 мкм2 системы Sn-NbO2 после вакуумного отжига при Т = 773 К: а - поверхность <...>АСМ -изображение поверхности 2×2 мкм2 системы Sn-NbO2 после вакуумного отжига при Т = 873 К: а - поверхность <...> Битюцкую за измерения методом АСМ и обсуждение полученных результатов.

43

Представлены результаты экспериментального и теоретического исследования образцов планарных двумерных (2D) плазмонных структур. Исследованные образцы представляли собой 2D-решетку из наночастиц золота, помещенную в тонкий слой диэлектрика. Образцы изучались с помощью атомно-силовой микроскопии и оптическими методами. Интерпретируются полосы поглощения, связанные с возбуждением различных поверхностных плазмонных резонансов. Обнаружено, что выбор взаимной ориентации плоскости поляризации и ребра элементарной ячейки 2D-решетки определяет спектральное положение решеточного поверхностного плазмонного резонанса, связанного с периодом решетки. Показано, что взаимодействие p-иs-поляризованного света с 2D-решеткой из наночастиц описывается диполь-дипольным взаимодействием наночастиц, погруженных в среду с эффективной диэлектрической проницаемостью. Исследование спектров эллипсометрических параметров позволило определить амплитудную и фазовую анизотропии пропускания, являющиеся следствием несовершенства 2D-решетки образцов

Актуальность и цели. Изучение проблемы управляемости квантовых эффектов, связанных с диссипативной туннельной динамикой в низкоразмерных системах различной природы, является актуальной проблемой современной физики конденсированного состояния. В последние годы активизировались исследования управляемых туннельных эффектов в системах полупроводниковых квантовых точек, а также в экспериментах со сканирующим туннельным/атомно-силовым микроскопом при исследовании параметров низкоразмерных структур. Целями данной работы являются: экспериментальное исследование туннельных вольт-амперных характеристик, полученных при визуализации локальной плотности состояний в квантовых точках InAs/GaAs (001)

<...> Фейгельман // Успехи физических наук. – 1998. – Т . 168, № 2. – С. 113–116. <...> Семенов // Журнал экспериментальной и теоретической физики. – 1987. – Т . 92, № 3. – С. 955–967. 13. <...> Овчинников // Микроэлектроника. – 1997. – Т . 26, № 3. –С. 163–170. 26. Эфрос, Ал. Л. <...> Эфрос // Физика и техника полупроводников. – 1982. – Т . 16, № 7. – С. 1209. References 1. Imri Y.

45

Представлены результаты термобарической обработки микропорошков алмаза после их модифицирования кремнием, титаном и вольфрамом. После предварительного отжига в защитной атмосфере получены композиционные алмазные микропорошки алмаз – кремний, алмаз – титан и алмаз – вольфрам. В результате спекания в условиях высоких давлений и температур модифицированных алмазных микропорошков происходит образование карбидов тугоплавких соединений, способствующих спеканию алмазных зерен

с. 102–104 ПОЛУЧЕНИЕ ИЗОБРАЖЕНИЙ УПОРЯДОЧЕННЫХ И НЕУПОРЯДОЧЕННЫХ СТРУКТУР НАНОКРИСТАЛЛОВ С ПОМОЩЬЮ АСМ <...> Сравнены возможности сверхострых зондов для АСМ и традиционных. <...> Атомно-силовой микроскоп (АСМ ) – мощный инструмент для анализа морфологии наноструктур. <...> СРАВНЕНИЕ ЗОНДОВ ДЛЯ АСМ Проблема деконволюции изображений, полученных с помощью АСМ , с относительным <...>Т . 83. № 3. С. 7–14. 5. Ushakova E.V. et al. // Proc. SPIE. 2014. V. 9126. P. 912625. Рис. 2.

47

Проведено сравнение результатов измерений среднеквадратичного отклонения профиля шероховатости (rms) поверхности подложек CdZnTe методами конфокальной микроскопии (КМ), атомно-силовой микроскопии (АСМ) и рентгеновской рефлектометрии (РР). Установлено, что метод КМ дает большие значения rms, метод АСМ занимает промежуточное положение, а РР дает значения на порядок меньшие остальных двух методов. Показано, что значения rms существенно различаются в КМ при использовании разных объективов. Обсуждаются возможные причины рассогласования полученных результатов.

rms) поверхности подложек CdZnTe методами конфокальной микроскопии (КМ), атомно-силовой микроскопии (АСМ <...> Установлено, что метод КМ дает большие значения rms, метод АСМ занимает промежуточное положение, а РР <...> высоким разрешением приборов, а также их бесконтактным способом измерений (кроме контактного режима АСМ <...> измеряется последовательно по нескольким базовым длинам, которые в совокупности представляют длину оценки, т . <...> 1 КМ 2 АСМ 1 АСМ 2 РР 16 14 12 10 8 6 4 2 0 rms, нм KM 1 – PL 2300 KM 2 – PL NEOX ACM 1 – Solver P47H

48

№2 [Известия высших учебных заведений. Электроника, 2015]

На страницах журнала освещаются результаты научно-исследовательских работ, выполненных в вузах и НИИ, методические аспекты преподавания с учетом современных требований и форм обучения, дается информация о научных конференциях. Формируются специальные выпуски по тематическому признаку.

РАН, д.т .н., проф. Редакционная коллегия: Бархоткин В.А., д.т .н., проф. <...> ., канд.

М.: ПРОМЕДИА

Рассматривается модель 1D-диссипативного туннелирования для структур из квантовых точек в системе совмещенного АСМ/СТМ в условиях внешнего электрического поля. Найдено, что влияние двух локальных мод матрицы среды термостата на вероятность 1D-диссипативного туннелирования приводит к появлению нескольких неэквидистантных пиков в соответствующей полевой зависимости. Полученная теоретическая зависимость качественно согласуется с экспериментальной вольт-амперной характеристикой контакта АСМ зонда к поверхности квантовой точки из InAs.

Кроме квазиклассического приближения мы должны предположить квазистационарность распада, т .е. ширина <...> Для упрощения будем предполагать это взаимодействие достаточно малым, т .е. 2 0 1C   и 2 1 L C   <...> Демиховский // Успехи физических наук. – 1968. – Т . 96, № 1. – С. 61–86. 2. Имри, Й. <...> Овчинников // Письма в ЖЭТФ. – 1983. – Т . 37, № 7. – С. 322–325. 5. Ларкин, А. И. <...> Фейгельман // Успехи физических наук. – 1998. – Т . 168, № 2. – С. 113–116.

50

Продемонстрирована возможность встраивания (частичного погружения) наночастиц цитратного золя золота в поверхностные слои стеклообразных полимеров разной природы и последующего их доращивания в смешанном водном растворе, содержащем золотохлористоводородную кислоту и гидроксиламин. Получена количественная информация о кинетике процесса доращивания, и показано, что его лимитирующей стадией является диффузия ионов металла из объема раствора к поверхности наночастиц золота

Размеры НЧ в их монослойных ансамблях определяли с помощью атомно-силового микроскопа (АСМ ) Nanoscope <...> Ломоносова) за помощь в исследовании двумерных ансамблей наночастиц золота методом АСМ . <...>Т . 73. С. 123. 8. Терехин В.В., Дементьева О.В., Рудой В.М. // Успехи химии. 2011. Т . 80. <...>Т . 67. С. 398. 23. Gowthaman N.S.K., John S.A. // RSC Adv. 2015. V. 5. P. 42369. 24. <...>Т . 75. С. 786. 27. Cao L., Tong L., Diao P. // Chem. Mater. 2004. V. 16. P. 3239. 28.

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебеты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-замерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг oт друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике. После замера нефть направляется в сбор ный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Продукция нефтедобывающих скважин подается на замерную установку типа «Спутник», на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Спроектированы и применяются установки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-Б40» и «Спутник-Б40-24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 7.6).

Он предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно­ определяющий про-центное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки)15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебеты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 7.6) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее - в коллектор безводной нефти 23.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16 а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правою часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения, и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16 а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается движение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Разработан также «Спутник-Б40-24», который отличается от «Спутника-Б40» лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».

В установке «Спутник-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большого содержания парафина. При значительном содержании парафина, смол и механических примесей они откладываются в тарированной емкости замерного устройства и снижают точность замеров.

Параметры установок типа «Спутник» приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Параметры установок типа «Спутник»

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен дин автоматического или ручного перевода продукции скважин в замерный сепаратор (рис. 7.7).

Техническая характеристика переключателя ПСМ-1М при in

Рабочее давление, МПа 4

Диаметр патрубка, мм.

Входного 70

Общего выходного 150

Замерного 70

Число входных патрубков 14

Максимальный перепад давления между

замерным патрубком и общей полостью, МПа 0,3

Напряжение питания датчика положения, В 220

Исполнение датчика положения Взрывонепроницаемый Ш1

Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 7.7 б) состоит из корпуса 21, каретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и кареткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обеспечивая герметичность замерного канала. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 7.7 а). Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения сква-

:ин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубчатой рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.

Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче импульса давления от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик

валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового щлиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня будут 1еремещаться в обратном направлении к исходному положению.

раповик с валом при этом перемещаться не будут. Герметичность в местах соединения силового цилиндра и крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и поршня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами. Датчик положения переключайUl I ПСМ служит для контроля за процессом переключения, а также ПО зволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на М мер. Корпус привода закрыт крышкой 5. Для ремонта ПСМ приме няется съемник 14.

Переключатель ПСМ работает следующим образом. По сигнал) от реле времени включается гидропривод, и в силовой цилиндр н< реключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перс м с щает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм ПО воротный патрубок с подвижной кареткой, который останавливав i11 против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение М(I ду корпусом и кареткой. Жидкость от скважины через подводят пи патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключатели И через замерный патрубок в замерную линию.

Можно подключать скважину на замер и вручную. Для ЭТОгО специальной рукояткой поворачивают вал поворотного Патрубк! И устанавливают его на необходимую скважину. Положение П0В0р01 ного патрубка определяется по стрелке, выгравированной на торЦ1 вала. Скорость перемещения поворотного патрубка невелика, и ПО этому нагрузка на подвижные детали и их износ незначительны 1 благоприятных условиях находятся и резиновые уплотнения иер< ключателя - почти все они работают при малых перепадах давлении

При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду,

в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в поворот. | патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при односторонне | высоком давлении возникает изгибающее усилие в поворотном Щ трубке, что затрудняет переключение. Поэтому не следует допуск! 11 перепадов давления в уплотнении каретки выше 0,5 МПа и тем IV | лее проводить переключение при этих условиях. В нормальных ловиях эксплуатации перепады давления в уплотнении карстип HI превышают 0,1 МПа.

В последние годы многие фирмы, в частности, конверсией i им > проводят большие работы в области создания и выпуска оборулои I ния для замера дебита продукции скважин.

Например, установка измерительная мобильная УЗМ (разработчик - ИПФ «Сибнефтеавтоматика») предназначена для измерения в автоматическом и ручном режимах количества жидкости, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин.

В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.

Одним из достоинств замерной установки является возможность проводить замеры как на низкодебитных, так и на высокодебитных

скважинах.

Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков производится при помощи электрообогревателей. Установка сертифицирована органами Госгортехнадзора РФ как средство измерения, сертификат № 0000435. Технические характеристики УЗМ:

Рабочее давление, МПа, не более 4,0

Диапазон измерения жидкости, т/сут 1-400

Диапазон измерения газа приведенного

к нормальным условиям, нм 3 /м 3 40-20 000

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при измерении, %, не более:

Массового расхода жидкости ± 2,5

Объемного расхода газа ± 5,0

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при вычислении массового расхода нефти и воды 6,0

Кроме мобильной установки выпускается и стационарная установка УЗ, которая имеет аналогичные технические характеристики,

но может работать на кусте скважин, в связи с чем установка допои нительно оборудована устройством переключателя скважинных мл нифольдов.

Достаточно широкое распространение на нефтяных промыслах получили счетчики для измерения дебита скважин типа СКЖ, раз работанные НПО «НТЭС» (Татарстан).

Счетчики СКЖ предназначены для измерения при постоянных и переменных расходах массового расхода, общей массы вещества Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а общую накоп ленную массу - в килограммах. В качестве измеряемой среды можс i быть жидкость, газожидкостная смесь, например, поступающая ИЗ нефтяных скважин, растворы различных веществ, в том числе пуль пы с мелкодисперсными частицами, сжиженные газы. При измерс нии счетчиком массы жидкости в составе газожидкостной смеем I большинстве случаев не требуется предварительного разделения в на жидкость и газ. Счетчики устанавливаются на устье добывающем скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и под го товки нефти, в системах контроля и регулирования технологических процессов. Счетчик состоит из камерного преобразователя расход! (КПР) и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ со стоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.

Блоки измерительные имеют взрывозащищенное исполнение < уровнем взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и Moryi эксплуатироваться во взрывоопасных условиях. Он имеет норми руемые метрологические характеристики, его конструкция унифи цирована под все корпуса КПР, унифицирована под все корпуе.1 КПР, что позволяет с минимальными затратами производить замен \ измерительной части КПР в процессе проверки его метрологических характеристик или ремонта. Для измерения одновременно двух по токов жидкости в газожидкостной смеси рационально использован счетчик СКЖ, имеющий индекс модификации «Д». При этом в ОД ном из потоков допускается отсутствие газовой фазы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корму» С свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерениявеществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

Информация о расходе жидкости, накопленной массе жидкости, прошедшей через камерный преобразователь расхода, наличие нештатных ситуаций при работе счетчика обрабатывается, накапливается и выдается на дисплей или во внешнюю сеть в блоке вычислителя массы. Вычислители имеют индикатор для отображения информации или устройство считывания информации, позволяющее считывать накопленную информацию на вычислителе, а затем просмотреть ее на ПК. Вычислитель выдает нормируемый импульсный выходной сигнал для передачи информации в систему телеметрии, а также имеет интерфейс RS-232 и RS-485, что позволяет легко встраивать его в любые системы автоматизированного контроля и управления. Исполнение вычислителей БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС имеют архив истории работы счетчика, часовой, глубиной до 7 суток, и суточной, глубиной до 3 месяцев. Основная относительная погрешность преобразования числа входных импульсов в массовое число по каждому каналу у вычислителей составляет не более ± 0,1 %.

Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесены в государственный реестр под № 14189-94 и имеют сертификат Госстандарта RU.C.29065.A № 7Т22 и Патент России. Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в таблице 7.2.

Исполнение счетчика - взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости при рабочем давлении 4 МПа - не более 0, 02% по объему.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих регионах страны эксплуатируются передвижные замерные установки типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метрологического контроля средств измерения производительности нефтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомобильном прицепе.

Таблица 7.2

Техническая характеристика СКЖ

Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и измерением времени накопления, количество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат» и диафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зависимости от величины газового фактора объемный расход попутного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно.

В аппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения выводится на дисплей переносного компьютера, протокол измерения распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и расположена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-Т-03-400

03 -расположение на шасси автомобиля «Урал-4320-1920»; 400 - максимальный дебит скважины, замеряемый установкой,

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором используется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нормальном режиме.

Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в именованных единицах массы с последующим вычислением контроллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Измерение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА. Измерение суточного объема попутного газа производится счетчиком газа типа АГАТ-1М, и результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Установки массоизмерительные состоят из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнерах, которые смонтированы для транспортабельных установок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной проходимости, для стационарных установок «АСМА» - на едином основании.

Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ. Исполнение приборов технологического отсека - искробезопасное, взрывозащищенное. Техническая характеристика установок АСМА представлена в таблице 7.3.

Параметры измеряемой среды:

рабочее давление, МПа, не более 4,0

вязкость, сСт, не более 500

объемная доля воды, %, не более 99

массовая доля серы, %, не более 2

массовая доля мехпримесей, %, не более 0,05

погрешность определения, %, не более:

среднесуточного дебита по жидкости - 2,5

объема попутного газа - 6,0

обводненности:

Таблица 7.4

Технические характеристики установки «АСМА»

Примечания:

ПК - наличие переключающих клапанов

МП - наличие многоходового переключателя

МЗПК - наличие модуля запорно-переключающих клапанов.

Дата введения 2003-03-01

Настоящая рекомендация распространяется на установку массоизмерительную АСМА (далее - установка) стационарную или транспортабельную, предназначенную для измерений среднесуточных дебитов по жидкости, нефти и воде и расхода попутного газа нефтяных скважин, и устанавливает методику первичной и периодической поверок установка.

Межповерочный интервал: не более одного года.

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1

2. Средства поверки

2.1. При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в таблице 2.

2.2. Средства измерений, применяемые при поверке, должны быть поверены органами Государственной метрологической службы и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

2.3. Допускается применение других аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик установки с требуемой точностью.

3. Требования безопасности и охраны окружающей среды

3.1. При выполнении измерений соблюдают требования, определяемые следующими документами:

- «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий ГКНП СССР»;

Правила техники безопасности при проведении ремонтных и электромеханических работ, утвержденными и учитывающими специфические условия конкретных нефтяных месторождений;

- «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ);

4. Условия поверки

4.1. Поверку установки проводят согласно ГОСТ 8.395-80 при следующих условиях:

5. Подготовка к поверке

5.1. Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений или оттисков поверительных клейм.

5.2. Для транспортабельного варианта установки проверяют положение установки с помощью отвеса и при необходимости выравнивают с помощью винтовых опор.

5.3. Проверяют наличие равной величины диаметрального зазора между поверхностями опоры и направляющей измерительной емкости и при необходимости проводят ее центровку согласно эксплуатационной документации (далее - ЭД) установки.

5.4. Перед определением погрешности измерений расхода жидкости (при первичной поверке) выполняют следующие операции:

Подсоединяют установку к испытательному стенду (далее - стенд) по схеме поверки согласно рисунку А.1 приложения А;

Проверяют герметичность системы, состоящей из стенда, установки и соединительных трубопроводов. Для этого устанавливают наибольший расход по преобразователю расхода стенда, включают станцию управления «Каскад» (далее - станция управления), входящую в комплект установки, и насос стенда и выполняют с помощью станции управления (в ручном режиме) не менее двух циклов измерений. Не допускается появления капель или утечек жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые и сварные соединения при наблюдении в течение 5 минут. Отключают насос стенда и опорожняют с помощью насоса откачки установки измерительную емкость до минимального уровня;

Вводят с помощью программы пульта оператора станции управления (далее - ППО) количество циклов измерений (k = 10);

Для стационарной установки проверяют согласно ее ЭД правильность срабатывания скважинного переключателя.

5.5. Перед определением погрешности измерений расхода попутного газа подсоединяют установку к стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке), задают количество циклов (k = 10) и в зависимости от того, какие средства измерений применяют в установке для измерений расхода попутного газа, выполняют следующие операции:

5.5.1. Для установки, укомплектованной сужающими устройствами (диафрагмами), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы преобразователей перепада давления, давления и температуры газа и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.2 приложения А.

5.5.2. Для установки, укомплектованной турбинными преобразователями расхода (далее - ТПР), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы ТПР, преобразователей давления и температуры и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.2.

5.5.3. Для установки, укомплектованной вихревыми счетчиками газа (далее - СВГ), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы датчика расхода газа (далее - ДРГ) и подсоединяют к входам станции управления комплект средств измерений согласно рисунку А.3 приложения А.

5.6. Перед определением погрешности измерений содержания воды подсоединяют установку к стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке), задают количество циклов (k = 10), отсоединяют при отключенном питании станции управления выходы преобразователя влагомера сырой нефти (далее - ВСН) и подсоединяют к входам станции комплект средств измерений согласно рисунку А.3.

5.7. Подготавливают средства измерений к работе согласно ЭД.

5.8. Включают станцию управления, запускают ППО согласно руководству оператора, входящему в комплект ЭД установки, и подают питание на средства измерений.

5.9. Проверяют правильность ввода в ППО коэффициентов и постоянных согласно руководству оператора.

6. Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра выполняют следующие операции:

Устанавливают соответствие комплектности и маркировки установки технической документации;

Проверяют отсутствие на узлах установки механических повреждений поверхностей, нарушений целостности защитных покрытий и других дефектов.

6.2. Опробование

6.2.1. Проверяют чувствительность весоизмерительной системы установки при массе тары в режиме «Калибровка», заданном с помощью ППО, следующим образом:

6.2.1.1. Помещают на емкость гири массой 3,0 кг и фиксируют среднее значение массы брутто (М Бг), определяемое ППО;

6.2.1.2. Убирают гирю и фиксируют значение массы тары (M Тг);

6.2.1.3. Проверяют выполнение условия:

m = М Бг - М Тг? 1, (1)

где М Бг - масса брутто, когда на емкости есть нагрузка, кг;

М Тг - масса тары, когда на емкости нет нагрузки, кг;

m - масса жидкости, имитируемая набором гирь, кг.

6.2.1.4. Повторяют операции по 6.2.1.1 - 6.2.1.3 не менее четырех раз;

6.2.1.5. Если условие (1) не выполняется в двух случаях из пяти, выясняют и устраняют причину отсутствия чувствительности.

6.2.1.6. Помещают на емкость гири массой 60 кг и повторяют операции по 6.2.1.1 - 6.2.1.5.

6.2.2. При опробовании установки перед определением погрешности измерений расхода жидкости на стенде выполняют следующие операции:

Задают расход воды, равный (30 ± 5) % от максимального значения расхода для установки;

Включают установку в режим измерений расхода жидкости;

Выполняют не менее семи циклов измерений для стабилизации температуры воды;

Проверяют правильность индикации расхода жидкости.

6.2.3. При опробовании установки перед определением погрешности измерений объема попутного газа и содержания воды выполняют следующие операции:

Проверяют правильность загрузки ППО;

Подают на входы станции управления сигналы преобразователей перепада давления, давления, температуры газа, ТПР, СВГ и ВСН, имитированные с помощью задатчика тока и генератора, согласно рисункам А.2, А.3 и проверяют прохождение сигналов сравнением значений силы тока и количества импульсов, измеренных станцией управления с заданными значениями.

6.3. Определение погрешности измерений массы жидкости

При определении погрешности измерений массы жидкости определяют относительную погрешность измерений массы жидкости в режиме «Калибровка», заданном с помощью ППО. Установку подключают к гидравлическому стенду (при первичной поверке) или к скважине (при периодической поверке).

Определение погрешности измерений массы жидкости основано на сравнении значений массы, измеренной установкой:

С известным значением массы эталонных гирь;

Со значением массы налитой в емкость жидкости, определенной косвенным путем с помощью мерника и ареометра.

Для определения погрешности измерений массы жидкости выполняют следующие операции, указанные в таблице 3.

Таблица 3

1 При сливе воды из емкости на мониторе ППО в режиме «Калибровка» появляется протокол по массе брутто и массе тары, но в левой колонке (масса тары) отмечается первоначальное значение массы, а в правой колонке (масса брутто) - полученное после слива значение массы. Поэтому в протокол поверки записывают меньшее значение (полученное после слива) в колонку, где масса тары, а большее значение (до слива) в мерник записывают в колонку массы брутто.

6.4. Определение погрешности измерений расхода жидкости

Определение погрешности измерений расхода жидкости установкой проводят на гидравлическом стенде методом сравнения результатов измерений расхода жидкости установкой и преобразователем расхода (далее - ПР).

Расход воды устанавливают регулятором расхода или регулирующей задвижкой. При этом значения расхода, м 3 /ч, определяют косвенным путем по показаниям частотомера или счетчика импульсов и электронного секундомера косвенным путем по формуле

(2)

где K ПР - импульс-фактор ПР, взятый из его свидетельства, имп/м 3 ;

N - число импульсов по счетчику импульсов за время налива, имп.

f ПР - частота выходного сигнала ПР, Гц

Т нал - время налива по электронному секундомеру, мин

Сигналом запуска счетчика импульсов и электронного секундомера является сформированный станцией управления сигнал фиксации массы тары (срабатывание уставки «минимальная масса») и начала отсчета времени налива.

Остановка отсчета импульсов и электронного секундомера проводится сигналом фиксации массы брутто (срабатывание уставки «максимальная масса»), по которому также формируется сигнал остановки времени отсчета времени налива.

Для определения погрешности измерений расхода жидкости выполняют следующие операции:

6.4.1. Вводят с помощью ППО значение фиксируемой массы жидкости согласно первой строке таблицы 4 (для соответствующего диапазона измерений расхода жидкости установкой).

6.4.2. Запускают установку в режиме измерений расхода жидкости при первом значении расхода из таблицы 4.

Таблица 4

6.4.3. Во время наполнения емкости фиксируют не менее трех значений частоты с ПР, а после заполнения емкости записывают количество импульсов и время налива.

6.4.4. Цикл измерений повторяется автоматически, и после каждого налива выполняют операции по 6.4.3.

6.4.5. По окончании заданного количества циклов измерений фиксируют значения массовых расходов, измеренных установкой по всем циклам, из протокола ППО.

6.4.6. Выполняют операции по 6.4.1 - 6.4.5 со значениями массы и расхода жидкости согласно второй и третьей строке таблицы 4 (для соответствующего диапазона измерений расхода жидкости установкой).

6.5. Определение погрешности измерений расхода попутного газа и содержания воды

Определение погрешности измерений расхода попутного газа и (или) содержания воды проводят путем имитации сигналов преобразователей расхода, давления, температуры газа, содержания воды и сравнения вычисленных станцией управления значений расхода газа, приведенного к нормальным условиям, и содержания воды с расчетными значениями. Для организации циклов измерений установку подключают к стенду (при первичной поверке) или к нефтяной скважине (при периодической поверке). При первичной поверке можно совмещать определение погрешности измерений расхода попутного газа и (или) содержания воды с определением погрешности измерений расхода жидкости по 6.4.

Значения частот и токовых сигналов, задаваемых при определении погрешности измерений расхода попутного газа и содержания воды, приведены в таблице 5.

Таблица 5

Для определения погрешности измерений расхода попутного газа и/или содержания воды выполняют операции, указанные в таблице 6.

Таблица 6

7. Обработка результатов измерений

7.1. Вычисление погрешности измерений массы жидкости

7.1.1. Вычисляют массу жидкости в j-м измерении при i-м нагружении емкости 1 по формуле

(3)

где - значение массы брутто, кг;

Значение массы тары, кг.

1 За i-e нагружение емкости принята серия повторяющихся j-x измерений, когда емкость находится под одной и той же нагрузкой.

7.1.2. Вычисляют относительную погрешность измерений массы жидкости, % в j-м измерении при i-м нагружении емкости по формуле

(4)

где - значение массы гирь, взятое из свидетельства о поверке гирь, или массы воды, определенное косвенным путем с помощью мерника и ареометра, кг.

7.1.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей при каждом нагружении емкости согласно приложению Г.

7.1.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении.

7.1.5. Вычисляют оценку СКО результата измерений при каждом нагружении по формуле

(5)

где k - число измерений при каждом нагружении емкости.

7.1.6. Проверяют соблюдение условия при каждом нагружении емкости по формуле

s i м? 0,25, (6)

7.1.7. Определяют относительную погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении по формуле

где t 0 , 95 - коэффициент Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95, определяемый по таблице Г.2 приложения Г в зависимости от числа измерений при каждом нагружении емкости;

Систематическая погрешность измерений массы жидкости при i-м нагружении емкости, вычисленная по 7.1.4, %.

7.1.8. Относительная погрешность измерений массы жидкости, вычисленная по формуле (7), должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости, указанной в ЭД установки.

7.1.9. Если условие 7.1.8 не соблюдается, то вводят поправку путем коррекции коэффициента преобразования массы согласно приложению В.

7.1.10. После ввода нового коэффициента преобразования массы пересчитывают средние значения массы жидкости при каждом измерении по формуле

(8)

где - скорректированное значение коэффициента преобразования массы.

7.1.11. Выполняют вычисления по формулам (3), (4), подставляя вычисленные по формуле (8) значения массы нетто, и записывают эти значения в таблицу Б.1 приложения Б.

7.1.12. Проверяют выполнение условия 7.1.8.

7.1.13. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений массы жидкости установкой считают выполнение условий 7.1.6, 7.1.8.

7.2. Вычисление погрешности измерений расхода жидкости

7.2.1. Определяют массовый расход, измеренный ПР в j-м цикле измерений при i-м значении расхода жидкости по таблице 4, по формуле

(9)

где - среднее значение объемного расхода воды, вычисленное по формуле (2), м 3 /ч;

Плотность воды, измеренная ареометром, кг/м 3 .

7.2.2. Вычисляют относительную погрешность (%) в j-м цикле измерений при i-м значении расхода жидкости по формуле

(10)

где - массовый расход воды, измеренный установкой, т/сут.

7.2.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей при каждом заданном значении расхода жидкости согласно приложению Г.

7.2.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность измерений расхода жидкости при каждом значении расхода.

7.2.5. Вычисляют оценку СКО результата измерений при каждом значении расхода по формуле (5), подставляя вычисленные по формулам (10) и (Г.1) значения относительных погрешностей по расходу жидкости.

7.2.6. Проверяют соблюдение условия при каждом значении расхода жидкости по формуле

s i Q ? 0,4, (11)

где s i Q - оценка СКО результата измерений при i-м значении расхода жидкости, %.

7.2.7. Определяют относительную погрешность измерений массы жидкости при каждом нагружении емкости по формуле (7), подставляя вычисленные по 7.2.4 и 7.2.5 значения относительной погрешности измерений расхода жидкости и оценки СКО.

7.2.8. Относительная погрешность измерений расхода жидкости установкой при каждом значении расхода жидкости должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений расхода жидкости, указанной в ЭД установки.

7.2.9. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений расхода жидкости установкой считают выполнение условий 7.2.6, 7.2.8.

7.3. Вычисление погрешности измерений расхода попутного газа

7.3.1. Определяют расчетные значения расхода газа по формулам приложения Д.

7.3.2. Вычисляют относительную погрешность определения расхода попутного газа станцией управления при имитации выходных сигналов датчиков расхода газа в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(12)

где - значение расхода газа, приведенного к нормальным условиям, определенное станцией управления при имитации выходных сигналов датчиков расхода газа, м 3 /сут;

Значение расхода газа, вычисленное по формулам приложения Д, м 3 /сут.

7.3.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей для каждой строки таблицы 5 согласно приложению Г.

7.3.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность определения расхода попутного газа станцией управления при каждом значении расхода попутного газа.

7.3.5. Вычисляют относительную погрешность измерений расхода попутного газа установкой по формуле

где - максимальное значение систематической погрешности определения расхода попутного газа станцией управления, выбранное из значений, вычисленных по 7.3.4, %;

Предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расхода газа, применяемого в установке, взятый из свидетельства о его поверке, %;

Пределы допускаемых относительных погрешностей преобразователей давления и температуры, взятые из свидетельств их поверки, %.

7.3.6. Относительная погрешность измерений расхода попутного газа установкой, вычисленная по формуле (13), должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений расхода попутного газа, указанного в ЭД установки.

7.3.7. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений расхода попутного газа установкой считают выполнение условия 7.3.6.

7.4. Вычисление погрешности измерений содержания воды

7.4.1. Определяют расчетные значения содержания воды (объемные доли, %) в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(14)

где K w - коэффициент преобразования по содержания воды;

Подаваемые на вход станции управления значения силы тока, мА.

7.4.2. Вычисляют относительную погрешность определения содержания воды станцией управления при имитации выходных сигналов влагомера в j-м цикле измерений для i-й строки таблицы 5 по формуле

(15)

где - значение объемной доли воды, определенное станцией управления, % объемных.

7.4.3. Анализируют результаты вычисления относительных погрешностей для каждой строки таблицы 5 согласно приложению Г.

7.4.4. Вычисляют по формуле (Г.1) приложения Г систематическую погрешность определения содержания воды станцией управления при каждом значении содержания воды.

7.4.5. Вычисляют относительную погрешность измерений содержания воды установкой по формуле

(16)

где - максимальное значение систематической погрешности определения содержания воды станцией управления, выбранное из значений, вычисленных по 7.4.4, %;

ВСН - предел допускаемой относительной погрешности измерений содержания воды влагомером, взятый из свидетельства о его поверке, %.

7.4.6. Относительная погрешность измерений содержания воды установкой должна быть в пределах допускаемой относительной погрешности измерений содержания воды, указанных в ЭД установки.

7.4.7. Положительными результатами поверки по определению погрешности измерений содержания воды установкой считают выполнение условия 7.4.6.

8. Оформление результатов поверки

8.1. Результаты определения погрешностей измерений оформляют протоколами по формам, приведенным в приложении Б, которые являются неотъемлемой частью свидетельства о поверке установки. По одному экземпляру протоколов определения погрешности измеряемых установкой величин, закрепленных личной подписью и оттиском личного клейма поверителя, прилагают к свидетельству о поверке в качестве обязательных приложений к нему.

8.2. При положительных результатах поверки по определению погрешностей измерений массы жидкости, расхода жидкости, расхода попутного газа и содержания воды оформляют свидетельство о поверке установки по форме, приведенной в ПР 50.2.006. При этом на лицевой стороне свидетельства записывают, что установка АСМА на основании результатов поверки признана годной и допущена к применению для измерений массы жидкости, расхода жидкости, расхода попутного газа и содержания воды, а на обратной стороне свидетельства записывают значения коэффициента преобразования массы.

8.3. При положительных результатах поверки по определению погрешностей измерений массы жидкости, расхода жидкости и отрицательных результатах поверки по определению погрешностей измерений расхода попутного газа и содержания воды оформляют свидетельство о поверке установки по форме, приведенной в ПР 50.2.006. При этом на лицевой стороне свидетельства записывают, что установка АСМА на основании результатов поверки признана годной и допущена к применению для измерений массы жидкости, расхода жидкости, а на обратной стороне свидетельства записывают значения коэффициента преобразования массы.

8.4. При отрицательных результатах поверки по определению погрешности измерений массы или расхода жидкости свидетельство о поверке не оформляют, а установку признают непригодной к применению. При этом гасят клейма и выдают извещение о непригодности с указанием основных причин по форме, приведенной в ПР 50.2.006.

Приложение А

Схемы поверки установки АСМА

Схема поверки по определению погрешности измерений расхода жидкости установкой АСМА

1 - емкость-хранилище; 2 - насос; 3 - преобразователь расхода; 4 - фильтр; 5 - струевыпрямитель; 6 - 9 - вентили;
10 - обратный клапан; 11, 12 - манометры; 13 - термометр; 14 - магнитно-индукционный датчик; 15 - счетчик импульсов;
16 - вторичный прибор эталонного преобразователя расхода; 17 - электронный секундомер * или счетчик импульсов;
18 - частотомер; 19 - генератор; 20 - мерник; S1 - переключатель *

Рисунок А.1

* Если в схеме поверки применяют электронный секундомер, то генератор 19 и переключатель S1 не используют.

сужающими устройствами и турбинными преобразователями расхода

1 - источник питания; 2 - 5 - магазины сопротивлений; 6 - вольтметр; 7 - 10 - эталонные катушки сопротивлений;
11 - генератор; 12 - частотомер; S1 - S5 - переключатели

Рисунок А.2

Схема поверки по определению погрешностей измерений расхода попутного газа и
содержания воды установкой АСМА, газовые линии которой оборудованы
вихревыми счетчиками газа СВГ

1 - источник питания; 2 - 4 магазины сопротивлений; 5 - вольтметр; 6 - 8 - эталонные катушки сопротивлений;
9 - генератор; 10 - частотомер; S1 - S4 - переключатели

Рисунок А.3

Приложение Б

Протоколы определения погрешностей измерений установкой АСМА

Заключение _____________________________________________________________

Должности, подписи, и. о. фамилии лиц, _____________________________________

проводивших поверку _____________________________________________________

Дата проведения поверки «_____» _____________________

Заключение ____________________________________________________________

Должности, подписи, и. о. фамилии лиц, ____________________________________

проводивших поверку ____________________________________________________

Дата проведения поверки «_____» _______________________

* Графы 5, 6, 7 заполняют при имитации преобразователя расхода газа с сужающим устройством, ТПР и СВГ, соответственно.

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка, поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, физических свойств.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС), газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием.

Схему и оборудование ДНС УПСВ рассмотрим на примере Савуйского месторождения.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется сепарация, обезвоживание продукции скважин и транспорт ее с остаточным содержанием газа 4-5 м 3 /т и воды до 10% на КСП-2 ЦППН.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется предварительный сброс пластовой воды из жидкости, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов на прием КНС-1.

Газ после 1 ступени сепарации используется на КС-44, котельную, аппараты «Хитер-тритер», излишки газа подаются на факел. Газ со 2 ступени сбрасывается на факел.

Состав оборудования ДНС-1 УПСВ-1 Савуйского месторождения:

С-1/1,2 - сепараторы I ступени сепарации ДНС типа НГС 1,6-3000-М2, У=100м 3 -2шт.;

ТС-1,2,3 - трехфазные сепараторы «Хиттер-Триттер» фирмы «SIVALLS» - 3 шт.;

С-2/1,2 - сепараторы II ступени сепарации ДНС (буфер-сепаратор), типа НГС 1,6 - 3000-М2, V=100m 3 -2iht.;

Г-1 - газовый сепаратор, типа НГС 1,6-3000-М2, V=100m 3 - 1 шт.;

Г-2 - газовый сепаратор вертикальный для подготовки топливного газа для аппаратов «Хитер-Тритер» и нужд котельной типа СЦВ -500-2-2, V=0,5 м 3 -1 шт.;

К-1 - конденсатосборник, объемом 4 м 3 - 1 шт.

ЕМ - емкость метанола типа ЕМ 1-4-1,0-3 - 1 шт.

ЕР - емкость ингибитора коррозии типа ЕЙ 1-25 -1 шт.

Ф-1 - факел аварийного сжигания газа - 1 шт.

К-2 - конденсатосборник типа ЕПП-2000-2-К V= 25м 3 - 1 шт.

РО-2, РО-1 - технологические резервуары подготовки пластовой воды типа РВС-5000;

Р-1 - аварийный резервуар типа РВС-5000;

Н-1,2,3 - насосная откачки нефти с насосами типа ЦНС 60-264 (3 шт.);

БРХ - блок реагентного хозяйства типа БДР - «ОЗНА» НДУ 10/10 для подачи деэмульгатора с насосами NP-33«BRAN - LUEBBE»;

ЕП-1,2,3.4 - аварийные дренажные емкости типа ЕПП-40-2400-2-2 - 4 шт. с погружными насосами типа НВ 50/50-4 шт.;

Е-1,2 - емкости для сбора промливневых стоков типа ЕПП 40-2400-2-2, V=25 м 3 с погружными насосами типа НВ 50/50-2 шт.;

Н-6/1,Н-6/2 - насосная откачки подтоварной воды с насосами типа 1Д-315-71 - 1 шт. и насосы 630 1 Д90 (2шт);

1. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1.1. Технологическая схема УПСВ на ДНС-1 1.1.1. Описание потока сырья

Обводненная газонефтяная смесь от замерных установок поступает на узел дополнительных работ ДНС-1, далее по трубопроводу Ду-530 через электрозадвижку №1 поступает в сепараторы I ступени сепарации С - 1/1,2,где происходит первичная сепарация при Р=0,5-0,75 МПа и температуре t = 30-45°С.

Регулирование уровня в сепараторах С-1/1,2 происходит с помощью регулирующих клапанов № 8,12, поддерживающих уровень жидкости в сепараторах Н = 1,2-1,6 м.

Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №113, №114 поступает в газосепаратор Г-1.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-1 после сепараторов С-1/1,2 через открытую задвижку № 16, поступает на УПСВ, задвижка № 18 на ДНС при этом должна быть закрыта.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах ТС - № 1,2,3 (HEATER-TREATER) производства фирмы СИВАЛС (США).

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазные сепараторы ТС - № 1,2,3 через открытые задвижки 28, 30, 32 и через входные штуцеры Ду=250, расположенные наверху емкостей.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа и свободной воды от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и сливается с жидкой фазой вниз емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в установке и выводится на нефтегазосепараторы НГС -2/1,2 через открытые задвижки № 9.1, 9.2, 9.3 в БУ, так же имеется возможность сбросить выделившийся из нефти газ на факел, для чего необходимо открыть задвижку № 151 и закрыть задвижку № 152 .

Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалессирующие фильтры (коалессоры).

Коалессирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных вертикальных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалессора. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на нижней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти.

Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти.

Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппаратов ТС - № 1, 2, 3, откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапаны № 74/1, 74, 73/1, 73, 72/1, 72 выводится из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты через открытую задвижку № 35 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2, где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.1-0.6 МПа и температуре 30^15 о С. Уровень в сепараторах С-2/1,2 поддерживается с помощью клапана-регулятора №20. После сепараторов-буферов разгазированная нефтяная эмульсия направляется на прием насосов Н-1/1...3. На входе насосов установлены электрозадвижки: ЗД №16, 9, 5 на приеме, ЗД 17, 1, 3 на выходе. На узле учета нефти предусмотрены две рабочие замерные линии и контрольная линия с магнитно-индукционными турбинными счетчиками. После замера нефть через открытую электрозадвижку ЗД 78 транспортируется по напорному нефтепроводу на КСП-2 ЦППН.

В аварийном режиме предусмотрена подача нефти в аварийный резервуар Р-1
открытием задвижек №24,43. Откачка нефти из аварийного резервуара Р-1

производится одним из насосов Н-1/1...3 по самостоятельному трубопроводу.

При возникновении аварийных ситуаций установка переводится на резервную схему работы в режиме ДНС. При остановке аппаратов ТС-1,2,3 поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I ступени и далее через открытые задвижки №18, 115, 19 и при закрытых задвижках №16, 17 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2. Далее жидкость подается на прием насосов внешней откачки через входные задвижки №23, 22, 20 и откачивается Н-1/1 ...3 через открытые выкидные задвижки в нефтяной насосный №17, 1,3 , через узел учета на КСП-2.

Освобождение аппаратов, сбор дренажных стоков, утечек с сальников насосов осуществляется в дренажную емкость Е-6. При достижении в емкости максимального уровня автоматически включается насос НВ-50/50, который откачивает жидкость на прием насосов внешнего транспорта или на вход сепараторов С-2/1,2.

1.1.2. Отвод газа

Нефтяной попутный газ, выделившийся в сепараторах С-1/1,2 направляется через открытые задвижки № 113, 114 в газосепаратор Г-1 со встроенным каплеуловителем. Конденсат из газосепаратора по мере накопления сбрасывается через задвижки №167, 163 в дренажную емкость К-1. В газосепараторе установлен сигнализатор верхнего предельного уровня жидкости. Давление поддерживается с помощью клапана-регулятора №120/1, который поддерживает давление в Г-1 Р=0,75...0,65 МПа. После узла регулирования давления газ направляется на узел учета газа. Пройдя узел замера расхода, газ подается на КС-44 . Давление в газопроводе Р=0,6 МПа, Газ, выделившийся в трехфазных аппаратах ТС-1, ТС-2 и ТС-3 через задвижки № 9.1,9.2, 9.3,152 поступает в сепараторы II ступени С-2/1,2. Газ из сепараторов-буферов С-2/1,2 направляется через открытую электрозадвижку ЗД130 на факел.

При этом давление в сепараторах-буферах поддерживается при помощи регулирующего клапана №131. Часть газа отбирается из газопровода после Г-1 и подается на площадку подготовки топливного газа. Подготовка газа осуществляется в центробежном газосепараторе Г-2. Конденсат, выделившийся в газосепараторе Г-2, собирается в емкость К-2, откуда по мере накопления через задвижку №204 откачивается на прием насосов внешней откачки. Газ, поступающий в качестве топлива на «Хитер-тритер» подается из вертикального газосепаратора Г-2 на площадке топливного газа через открытые задвижки №206, 207, 194, 193.Газ поступающий на газовую котельную в качестве топлива подается из сепаратора Г-2 через открытые задвижки №200, 119. Все аппараты С-1/1, С-1/2, С-2/1, С-2/2, Г-1, Г-2 , ТС-1, ТС-2, ТС-3 снабжены предохранительными клапанами. При срабатывании предохранительных клапанов газ по системе трубопроводов подается на факел.

В аварийных случаях при сбросе газа с газосепаратора Г-1 на факел, подачагаза в газосепаратор Г-2 производится с газопровода на КС-44.

1.1.3. Сбро с пластовой воды

Вода, выделившаяся в установке из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Далее вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два механических клапана-регулятора сброса пластовой воды.

Далее через открытые задвижки №74, 73/1, 73, 72/1, 72 по трубопроводу Ду426 неочищенная пластовая вода поступает в резервуары РО -2,3 V=5000m3 через задвижки №68, 70, 71 67, 65, где осуществляется подготовка до необходимых величин. Так же в эти резервуары поступают ливневые стоки из емкости Е-5 через задвижку №168.

После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров подготовки пластовой воды РВС-5000 №2,3 через задвижки № 55, 57, 54 самотеком поступает на прием насосов откачки подтоварной воды Н-6/1,2,3 и далее через узел учета пластовой воды в систему низконапорных водоводов на КНС-1.

Уловленная нефть с уровня Н=8,6 м или 9,6 м по трубопроводу Ду219 через задвижки из РО-1,2 № 77, 49, 56, 69, 52 поступает самотеком на прием насоса Н-3/1 (ЦНС-60-264) и откачивается на ЦППН. Предусмотрен безнапорный вариант подачи уловленной нефти в аварийный РВС-5000 Р-1 через задвижки № 52, 56, 50, 66 при этом задвижка № 49 должна быть закрыта.

Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока с задвижками № 59, 51. При закрытии задвижек № 57, 68, 71 и открытии задвижек № 59, 51, 54 вода поступает из одного резервуара в другой последовательно.

Для зачистки резервуара отвод шлама из РО-2, РО-1 производить через дренажные штуцера путем открытия задвижек № 58, 53 промливневую канализацию, а затем в емкость для сбора промливневых стоков Е-5 V=25 м 3

Жидкость из аппаратов ТС № 1, 2, 3 при регламентных работах, а также в аварийных случаях поступает в заглубленную емкость V-40 м Е-1, далее откачивается на очистные сооружения, в аварийный Р-1 или на прием насосов откачки нефти с ДНС-1.

1.1.4. Подача реагентов

Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС-1 УПСВ-1, в трубопровод входа подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии 1...2% весовых.

Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» подается через открытую задвижку №281 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.

Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.

Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.

Раствор деэмульгатора вводится через открытые задвижки № 98, 97 и обратный клапан во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.

Все реагенты-деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующие особых мер предосторожности при получении, перевозке и заправке емкостей реагентов.

При выводе одного из аппаратов «Хиттер-Триттер» на профилактический ремонт, обводненность выпускаемой нефти повышаться и поэтому в это время блоком БДР закачивается в нефтепровод внешнего транспорта деэмульгатор через задвижку № 88/1.

Пуск и установку блочной установки дозирования реагентов БРХ необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР - «ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.

1.1.5. Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева
трехфазных аппаратов ТС-1, 2, 3

Газ для горелок может подаваться из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника сепаратора Г-2. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС - 1 через задвижки № 206, 207, 194, 193 и задвижки 152,157,158 которые находятся у скрубберной емкости.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемернои колонкой и дренажными клапанами, для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор давления PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, клапаны регуляторы температуры ТС 1 и ручные отсекающие клапана.

Клапаны регуляторы температуры ТС 1 управляются чувствительным элементом, который установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС 1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор давления газа PR1, который снижает давление до 0,11 Мпа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручные отсекающие клапана, которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом. 1.1.6. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек

Освобождение нефтегазосепараторов первой и второй ступеней НГС 1/1,2, НГС2/1,2, газосепараторов Г-1,2 осуществляется в подземную емкость Е-1,Е-2,К-2 по дренажным трубопроводам, соединенным в единую дренажную систему.

Дренаж с фильтров нефтяных насосов и узла учета нефти, освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ, а также дренаж; с трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер» производится в подземную дренажную емкость Е-5, Е-6(закрытый слив).

Дренаж сальниковых утечек с нефтяных насосов ЦНС 60-264 осуществляется в подземную дренажную емкость Е-1 .

Откачка жидкости с подземных дренажных емкостей Е-1,2,5,6,К-2 производится установленными насосами НВ 50/50 на прием насосов внешней откачки.

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепараторах, газосепараторах, трехфазных сепараторах «Хиттер-Триттер», резервуарах, насосах, после освобождения от продукта, осуществляется на фланцах приемо-раздаточных патрубков аппаратов.

Схема дренажных трубопроводов с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, входит в состав технологической схемы УПСВ на ДНС-1 Савуйского месторождения. 3.1.7 Описание работы факельной системы

Газ в аварийном режиме и с предохранительных клапанов подается на факел аварийного сжигания газа Ф-1. В качестве факела применена факельная установка УФМГ 300-«ХЛ» с системой автоматического дистанционного розжига.

На факельной линии установлена расширительная камера Ду-700 мм для выделения из факельного газопровода капельной жидкости, унесенной вместе с газом из сепараторов ДНС. Уловленная жидкость из расширительной камеры собирается в подземную емкость К-2, откуда при достижении максимального уровня откачивается погружным насосом НВ 50/50 на прием насосов внешнего транспорта. В факельную систему газ направляется в следующих случаях: - при ремонте КС-44 - при порыве газопровода от ДНС (в этом случае сбрасывается газ 1 ступени
сепарации открытием электрозадвижки № 134)

При срабатывании предохранительных клапанов аппаратов.

1.2. Описание системы автоматизации УПСВ на ДНС-1

Система автоматизации ДНС-1 УПСВ предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов УПСВ на ДНС-1 осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной ДНС. Принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации. Комплектная компьютерная система позволяет осуществлять полный контроль работы установок «Хиттер-Триттер». При описании средств автоматики установок «Хиттер-Триттер» использовался чертеж Е 1141900R.

1.2.1. Установка трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер»

Установка трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер» оснащена механическими контрольными клапанами, контролирующими уровень и расположенными на линии выхода нефти (CV2) и на линии выхода воды (CV1). Эти клапаны открываются и закрываются регуляторами уровня воды и нефти (поплавками). При повышении уровня нефти поднимается поплавок уровня нефти (LC2) и механически открывает нефтяной контрольный клапан. При повышении уровня воды поднимается поплавок уровня воды (LC1) и механически открывает водяной контрольный клапан. Для пропускания больших объемов воды установка оснащена двумя регуляторами уровня воды и двумя клапанами. Давление в емкости поддерживается контрольным клапаном обратного давления (BPV1), установленным на газовой выкидной линии.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала жидкость, топливный газ сначала проходит через скруббер топливного газа (SCRUB 1). Скруббер оснащен датчиком высокого уровня конденсата (LSH2), который отсекает подачу топливного газа, если скруббер наполнился жидкостью. Скруббер также оснащен ручным дренажным клапаном (HV6), позволяющим оператору периодически сливать собравшуюся жидкость.

Из скруббера топливного газа топливный газ из главной горелки проходит через регулятор топливного газа (PR2), который снижает давление в системе до 2,5 кг/см 2 . Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана (XSV2), контрольные клапаны (ТС1) и ручной отсекающий клапан (HCV3). Контрольные клапаны (ТС1) управляются регуляторами температуры (ТС1), чувствительный элемент которых установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны (ТС1) открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки. Топливный газ проходит через регулятор газа (PR1), который снижает давление до 1,1 кг/см 2 . Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан (XSV1) и ручной отсекающий клапан (HV1), которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

Контроль за пилотными горелками в обеих жаровых трубах осуществляется ультрафиолетовыми детекторами на контрольной панелигорелки (BURNER). При неисправности горелки соленоидные клапаны (XVS1 и XVS2) закрываются.

Для последующей продувки и зажигания необходимо сбросить аварийный сигнал на контрольной панели горелки.

Вспомогательные средства автоматики включают следующие приборы:

Смотровые CTemia(LGl и LG2) для наблюдения за уровнем нефти в установке и определения уровня раздела фаз между нефтью и водой;

Рабочие манометры (РН и PI2);

Манометры для измерения давления дымовых газов (РИ);

Датчики высокого и низкого уровня (LSH1 и LSL2);

Термометры (ТИ);

Температурные датчики на входе в установку и в установке (ТТ1 и ТТ2);

Датчик давления (РТ);

Датчик расхода газа (FT);

Нефтяной и газовый турбинные счетчики (FM1 и FM2);

В средства безопасности входят следующие приборы:

Предохранительные клапаны (PSV1 и PSV2);

Защитный диск (SH1);

Датчики высокой температуры в установке (TSH1);

Датчики высокой температуры дымовых газов (TSH2);

Датчики высокого и низкого давления топливного газа (PSH1 и PSL);

Датчик высокого уровня конденсата в скруббере (LSH2);

Система зажигания с аварийным отключением в случае неисправности горелки.

На контрольной панели горелки находится следующее:

Переключатель ON/OF (Вкл./Выкл.), который отсекает входящее на панель напряжение;

Кнопка RESET (Сброс);

Кнопка BURNER START (Запуск Горелки);

Кнопка BURNER STOP (Остановка горелки);

Два последовательных контакта SPST для «Проверки состояния обеих горелок»;

Два последовательных контакта SPST для «Отключения из-за неисправности горелок»;

Контакт SPST для входа сигнала с компьютера на отключение.

Жаровые трубы оснащены огнепреградителями, в которых находятся главные и пилотные горелки. На вытяжных трубах установлены молниеотвод и защитный колпак

от дождя. Регулятор обратного давления (BPV1) и мерная трубка (FE), необходимые для правильной работы установки, смонтированы на газовой выкидной линии.

В блоке управления находятся светильники, обогреватели, вытяжной вентилятор, датчик загазованности и термодетектор на случай пожара. Датчик температуры воздуха в блоке управления замеряет температуру в блоке. Управление обогревателями осуществляется датчиком, который поддерживает температуру в диапазоне от 0°С до 1,7°С. Вытяжной вентилятор управляется датчиком загазованности. Он запускается при концентрации горючих смесей в воздухе 20% и выше от нижнего порога взрываемости. На дне емкости установлены аноды, предохраняющие стальные поверхности аппарата от коррозии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Нефте-промысловое оборудование. Справочник Е.И. Бухаленко, В.В.Вершковой, Ш.Т. Джафаров, Э.С.Ибрагимов, А.А. Каштанов, Н.Г. Курбанов, О.И. Эфендиев.

2. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1989.

3. Атипаев А.О. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин -Сургут:Нефть Приобья, 1999.

4. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений - М.: Недра, 1990.

5. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования - М.: Недра, 1985.

6. Методы борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями в скважинах и нефтепромысловом оборудовании - ВНИИОЭНГ: Роснефть,2003.

7. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03-Санкт-Петербург: ООО «БиС»,2003.

9. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика - М.: Недра, 1986.

10. Технологические инструкции по ведению работ при добыче нефти, повышении нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин, исследовании скважин.

11. Условия по обеспечению безопасности работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения.

12. Матвеев С.Н.. Теория и практика добычи нефти.- СУРГУТ. Рекламно-издательский центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз»; 2003.

13. Скважинная добычи нефти И.Т. Мищенко 2003.