Схема агзу электрон 8 400 завышен замер. Автоматизированная групповая замерная установка агзу
Установка предназначена для измерения расходов компонент продукции нефтяных скважин (массовых расходов нефти, воды и объемного расхода попутного газа, приведенного к стандартным условиям), передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее – ДП) в условиях умеренно холодного климата. Состоит из помещения технологического (ПТ) и блока автоматики (БА).
Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C29.024.A №46671, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 24759-12 и допущен к применению в Российской Федерации.
Сертификат № 10873 о признании утверждения типа средств измерений, зарегистрированный в Реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан за № KZ.02.03.06058-2014/24759-12 и допущен к импорту в Республику Казахстан.
Межповерочный интервал - 5 лет.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ |
---|
Параметры | Электрон-400 | Электрон-1500 |
---|---|---|
Количество подключаемых скважин, шт. | 1, 8, 10, 14 | |
Диапазон измерений расхода:
|
от 2 до 400 т/сут; от 40 до 80000 м 3 /сут |
от 7 до 1500 т/сут от 140 до 300000 м 3 /сут |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения:
|
± 5 % ± 2,5 % ± 6(± 5) ± 2,0 |
|
Давление рабочей среды, не более | 4,0 МПа | |
Плотность рабочей среды | от 700 до 1050 кг/м 3 | |
Кинематическая вязкость жидкости | от 1· 10 -6 до 1,5· 10 -4 м 2 /с | |
Температура рабочей среды | от +5 до +90°С | |
Питание – сеть переменного тока 50 Гц напряжением | 380/220 В | |
Потребляемая мощность не более | 15 кВт | |
Архивация и хранение данных в памяти контроллера, не менее | 1000 записей | |
Длина линии связи между помещением технологическим и блоком автоматики | до 200 м | |
Средний срок службы, не менее | 10 лет | |
Гарантийный срок со дня ввода в эксплуатацию (но не более 18 месяцев со дня отгрузки с завода-изготовителя) | 12 месяцев | |
Класс взрывоопасной зоны внутри помещения технологического, по классификации ПУЭ | В-1а | |
Габаритные размеры ПТ, мм, не более: | 5000х3200х3400 | 7000х3200х3400 7000х6300х3400 |
Габаритные размеры БА, мм, не более: | 3400х3100х2800 2500х3100х2800 |
3400х3100х2800 2500х3100х2800 |
ПРИНЦИП РАБОТЫ |
---|
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-400» и «Электрон-1500», отличающихся диапазонами измерений массового расхода жидкости и объемного расхода газа. Установка реализует косвенный метод измерения массы нефти и нефтепродуктов, основанный на гидростатическом принципе, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2002 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». Замер производится в динамическом режиме путем контроля:
Времени циклического попеременного заполнения тарированного объема сосуда водонефтяной смесью и газом (определяется расход компонент продукции скважины),
Показаний датчиков гидростатического давления и температуры (вычисляется расход и осуществляется управление процессом замера).
Установка обеспечивает выполнение следующих функций:
Поочередное измерение массы и массовых расходов жидкости, нефти, воды, обводненности, а также приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа нефтяных скважин в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;
Автоматическое и ручное управление процессом измерения, в том числе управление по протоколу Modbus через порт RS-232/RS-485;
Вычисление, отображение на дисплее контроллера управления установкой, архивирование в энергонезависимой памяти и выдача по запросу оператора на диспетчерский пункт следующей измерительной информации: текущие показания датчиков, временные показатели каждого единичного замера, значения массового расхода жидкости, нефти, воды, обводненности и приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа по каждой подключаемой скважине (как по единичным измерениям, так и общего усредненного значения); значения массы жидкости, нефти, воды и объема газа, приведенного к стандартным условиям по каждой подключаемой скважине;
Автоматическое запоминание, архивирование, хранение, отображение на дисплее контроллера управления и передача на диспетчерский пункт по запросу оператора следующей сигнальной информации: аварийные сигналы, информацию о текущем состоянии установки или ее отдельных элементов;
Автоматизированное управление: системой отопления ПТ и БА; включением вентилятора при 10%-ном нижнем концентрационном пределе воспламенения (далее НКПВ); отключением всех токоприемников в ПТ и включением местной световой и звуковой сигнализацией при 50%-ном НКПВ; отключением всех токоприемников ПТ и БА с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара;
Ручное управление освещением и вентилятором у входа в ПТ.
Возможно проведение замера в случае отсутствия электроэнергии при помощи электропривода с ручным дублёром и мерной линейкой (по дополнительному заказу).
В стандартной комплектации установка поставляется с блоком автоматики БА-6, по желанию заказчика с БА-7 (с окном или без окна).
Шкаф управления выполнен в трёх исполнениях:
Контроллер DL-205 с жидкокристаллическим дисплеем;
Контроллер Z181-04 с четырёхстрочным дисплеем;
Контроллер Z181-04 с жидкокристаллическим дисплеем.
Измерение массовых дебитов скважин по жидкости, нефти, газу и воде (далее по тексту - расходов) производится поочередно для каждой из скважин, подключаемых гидравлическим переключателем ПСМ к входу в сепаратор (см. схему технологическую).
Нефтегазовая смесь (далее по тексту - смесь), по измерительной линии поступает в сепарационную емкость (ЕС), где жидкость отделяется от газа и под действием силы тяжести стекает по лоткам в измерительную камеру ИК, служащую для измерения ее плотности и расходов компонент смеси.
Подъем уровня (h) жидкости в ИК происходит при закрытом клапане КПЭ* (по газу) до момента t4 (см. временную диаграмму измерения). В момент t4 система управления (СУ) подает команду "открыть клапан" (ОК) и после ее исполнения в момент t5 уровень h начинает понижаться вследствие роста давления в сепараторе (Рс). В момент t8 вытеснение жидкости из ИК заканчивается.
Далее после истечения заданного интервала tс (время стабилизации гидродинамического режима) в момент t10 СУ подает команду "закрыть клапан" (ЗК) и после ее исполнения в момент t11 вновь начинается подъем уровня в ИК. Таким образом, действие установки основано на периодическом наполнении и опорожнении ИК за счет энергии сжатого газа.
а) величина tи1 - время первого измерения (по таймеру СУ).
б) перепад давления (Р13 - Р12) по сигналу с датчика ДГ1, соответствующий приросту уровня на фиксированную величину Н.
По измеренным значениям перепадов и tИ1 вычисляются значения массовых расходов: жидкости Gж, нефти Gн и воды Gв**
На интервале t6 и t7 измеряются значения давления в сепараторе PC6 и PC7 в моменты времени t6 и t7 соответственно и само значение времени tИ2, по которым рассчитывается расход газа.
* КПЭ - клапан переключающий. В положении "Открыт" - открыта линия истечения жидкости из измерительной камеры, закрыта линия истечения газа из сепарационной емкости.
** В расчетах используются исходные данные о плотности нефти, воды и газа, а также значение объема измерительной камеры, которые заносятся в энергонезависимую память контроллера.
ДОКУМЕНТАЦИЯ |
---|
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода , который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепараци-онной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
Сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измерения путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;
Распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
Технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
Силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
Аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);
Системы отопления, освещения, сигнализации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (иденти-фика-ционный номер) программного обеспечения |
Цифровой иден-тифика-тор про-грамм-много обес-печения (кон-трольная суммма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Система управления |
electron5165.dat | |||
установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера DirectLogic 205 | ||||
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Измеряемая среда - смесь сырой нефти и свободно | ||
го нефтяного газа с параметрами: | ||
Избыточное давление, МПа |
от 0,1 до 4,0 |
|
Температура, в зависимости от исполнения, °С |
от минус 5 до + 90 |
|
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1350 |
|
Кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с |
от 1-10-6 до 1,510-4 |
|
Обводненность W, % | ||
Диапазон измерения: | ||
массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч) |
от 7 до 1500 |
|
(от 0,083 до 16,7) |
(от 0,29 до 62,5) |
|
объемного расхода попутного нефтяного газа в ра | ||
бочих условиях, м3/сут |
от 1,6 до 3 000 |
от 5,5 до 10 000 |
(от 0,067 до 125) |
(от 0,23 до 416,7) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности | ||
измерения, %: | ||
Объемного расхода попутного нефтяного газа, | ||
приведенного к стандартным условиям | ||
Массового расхода сырой нефти | ||
Массового расхода сырой нефти без учета воды | ||
от 0 % до 70 % | ||
св. 70 % до 95 % | ||
св. 95 % до 98% |
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям Массы сырой нефти Массы сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% св. 98 % |
± 6 ± 15 ± 30 предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке |
|
Параметры электрического питания: переменный ток: - напряжением - частотой, Гц |
380/220 В ± 20 % 50 ± 1 |
|
Потребляемая мощность, кВ А, не более | ||
Габаритные размеры БТ, мм, не более: | ||
Габаритные размеры БА, мм, не более: |
2500x3100x2800** | |
Масса, кг, не более: |
6500, 7000* 3000, 1500*** |
12000, 20000** 3000, 1500*** |
Относительная влажность окружающего воздуха, % | ||
Срок службы, лет, не менее | ||
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
У1*** или УХЛ1 |
|
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классификации «Правил устройства электроустановок» | ||
Температурный класс электрооборудования по классификации ГОСТ Р 51330.0-99 |
Т3, группа - IIА |
|
* При количестве подключаемых скважин 14 ** При количестве подключаемых скважин 1 *** По согласованию с заказчиком |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.
Сведения о методах измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным групповым автоматизированным «Электрон»
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 36930-08
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК (далее - комплекс АПК) предназначен для обеспечения поверки установок измерительных групповых автоматизированных "Электрон" (далее - установки УИГА) при выпуске из производства и после ремонта в ОАО "Опытный завод "Электрон"
Вид климатического исполнения комплекса - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50°С.
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 - IP20.
Комплекс АПК является прочным к воздействию вибрации и имеет группу исполнения L3 по ГОСТ 12997-84.
ОПИСАНИЕ
Принцип действия комплекса АПК основан на преобразовании токовых и числоимпульсных сигналов рабочих эталонов и средств измерений в цифровой код и, на основании известных зависимостей, вычислении и отображении на дисплее компьютера комплекса АПК необходимой измерительной информации и погрешностей измерения измеряемых величин.
Комплекс АПК устанавливается в отапливаемом помещении и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50 °С.
Конструктивно комплекс АПК представляет собой комплект из контроллера технологического (далее - КТ) и персонального компьютера Intel Celeron или аналогичного (далее - ПК), оснащенного программой "Unior".
КТ содержит микропроцессорный комплекс, который производит вычислительные операции, предусмотренные техническим заданием и методикой поверки, и выдачу необходимой информации на ПК.
Комплекс АПК обеспечивает измерение, вычисление и передачу в устройство верхнего уровня необходимой измерительной информации, предусмотренной методикой поверки установки УИГА и формируемой электронной схемой согласно программе "Unior".
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Комплекс АПК обеспечивает выполнение следующих функций:
Определение вместимости и погрешности определения вместимости сепарационной емкости установки УИГА;
Отображение вычисленных значений на дисплее ПК и выдача на внешний интерфейс по запросу оператора.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при преобразовании токовых сигналов ± О, 03 %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекса АПК при измерении числа импульсов ± 1 имп.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении вместимости ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении МжиОж ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении VrnQr ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при измерении времени ± 0,01 %.
Питание должно осуществляться от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и напряжением (220 ± 44) В.
Потребляемая КТ мощность должна быть не более 50 В-А.
Средний срок службы не менее 10 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИНА
Знак утверждения типа наносится на титульный лист РЭ комплекса АПК типографским способом.
КОМПЛЕКТНОСТЬ
В состав комплекса АПК входят:
контроллер технологический, шт.
персональный компьютер, компл.
руководство по эксплуатации комплекса АПК, экз.
Unior. АГЗУ "Электрон". Руководство оператора.
методика поверки комплекса АПК, экз.
ПОВЕРКА
Поверка комплекса АПК производится в соответствии с документом по поверке: "Инструкция геи. Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК. Методика поверки АПК.00.000 ПМ2", утвержденным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.
в перечень основного поверочного оборудования входят:
Калибратор токовой ветви FLUKE 705, относительная погрешность ± 0,02 %;
Генератор импульсов НР33120А;
Счетчик программный реверсивный Ф5007 ТУ 25-1799-75;
Частотомер ЧЗ-63А ЕЯ2.721.039 ТУ. Межповерочный интервал - три года.
НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
2 ТУ 4213-014-00135964-2005. "Установки измерительные групповые автоматизированные "Электрон". Технические условия.
3 АПК.00.000 РЭ. "Комплекс аппаратно-программный поверочный "АПК". Руководство по эксплуатации.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Тип средства измерений «Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Место прохождение практики - г.Мегион «Автоматизация и Связь - Сервис»
Время прохождения практики - с 29.06.2015 по 19.07.2015.
Начальник - Курчук Анатолий Владимирович.
Руководитель практики - Бырдин Денис Константинович.
1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
В рамках программы совершенствования организации управления нефтегазодобывающим производством органы корпоративного управления ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” с октября 2003 года по январь 2004 года, в соответствии с законодательством РФ, приняли решения о преобразовании сервисных подразделений “Мегоиннефтегаза” в дочерние структуры - общества с ограниченной ответственностью. В соответствии с принятыми решениями, “Управление автоматизации и связи” было преобразовано в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”.
Организация оказывает такие сервисные услуги как: монтажно-наладочные работы систем КИПиА объектов нефтепромыслового оборудования, обслуживание и ремонт систем КИПиА, ремонт и поверка измерительных приборов используемых на объектах нефтепромыслов, оказание услуг связи (радиорелейной, УКВ радиосвязи), монтажно-наладочные работы охранно-пожарной сигнализации, а также ее обслуживание, ремонт и обслуживание торгово-холодильного оборудования.
ООО “А и С-Сервис” состоит из 4 структурных единиц (ЦМНТОиМО, ЦАП, ЦОПСиХО и Цех связи) и 8 подразделений:
ЦМНТО и МО (цех монтажа, наладки, технического обслуживания и метрологического обеспечения) - подразделяется на два участка:
– МНУ (монтажно-наладочный участок);
– УТОиМО (участок технического обслуживания и мет-
рологического обеспечения).
ЦАП (цех автоматизации производства).
ЦОПСиТХО (цех охранно-пожарной сигнализации и торгово-холодильного оборудования) подразделяется на два участка:
– УОП (участок охранно-пожарной сигнализации);
– УХО (участок торгово-холодильного оборудования).
Цех связи – подразделяется на три участка и абонентскую группу:
– Участок радиорелейной связи;
– Участок УКВ связи;
– Участок станционного оборудования.
1.1 Монтажно-наладочный участок
Монтажно-наладочный участок (МНУ) является подразделением ЦМНТО и МО в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”. На участке работает 21 человек: начальник участка, мастер КАиТ, ведущий инженер, инженер 1 категории по наладке и испытаниям, техник по учету и 16 слесарей по КИПиА 5-8 разрядов.
Основными функциями этого участка являются монтажно-наладочные работы и ремонт систем КИПиА объектов нефтедобычи и вывод данных на АСУ и ТП. В настоящее время проводятся такие работы как:
Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа “Спутник”, “Электрон”, “Мера”, “ОЗНА”.
Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок дозирования химреагента (УДХ).
Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА КНС и ДНС, а также факельного хозяйства.
Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок депарафинизации скважин УДС.
ремонт систем и повторная наладка систем КИПиА по программе капитального ремонта кустовых площадок в связи с их изношенностью по причине долгой эксплуатации (более 15 лет).