В девяти районах крупный рогатый скот страдает из-за узелкового дерматита. При расшифровке номера КРС может возникнуть ситуация, когда некоторые данные о животном отсутствуют или недоступны. Новости. Спецпроекты. Расшифровка значений номеров КРС может быть полезна для понимания места происхождения товаров и услуг, а также для анализа рынка и статистики.
Читайте также
- Власти Красноярского края ввели режим ЧС в девяти районах из-за болезни скота — РТ на русском
- Пресс-центр
- На Кубани будут создавать высокопродуктивный генофонд крупного рогатого скота - Новости
- Россельхознадзор | Закон об обязательной маркировке животных: сроки и правила
- На Кубани будут создавать высокопродуктивный генофонд крупного рогатого скота
Крупный рогатый скот
КРСБ налогоплательщика. Частый вопрос на форумах в Интернете – что такое КРСБ в налоговой инспекции? КРСБ расшифровывается как карточка расчетов с бюджетом. "В целях защиты населения и территорий, ликвидации последствий чрезвычайной ситуации, связанной с выявлением заразного узелкового дерматита крупного рогатого скота. заразное заболевание, которое было впервые зарегистрировано в России в 2015 году. В девяти районах крупный рогатый скот страдает из-за узелкового дерматита.
С 1 марта 2024 года в РФ вводится обязательная маркировка и учет сельскохозяйственных животных
заразное заболевание, которое было впервые зарегистрировано в России в 2015 году. АО «УПНП и КРС» выполняет силами собственных бригад и звеньев Повышения Нефтеотдачи. Крупный рогатый скот (аббр. КРС) — сельскохозяйственные животные подсемейства Быки (Bovinae). крупно рогатый скот и и какое-то там мореходное средство.
Что такое КРС в сельском хозяйстве
- Как работает КРС (Капитальный ремонт скважин) - YouTube
- Пресс-центр
- Учет сельскохозяйственных животных: что нужно знать владельцу
- Наши партнеры
Расшифрофка терминов, относящихся к генетике КРС
Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами: Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта. [News] Эй, привет! Тот, кто учит язык! Приложение 6. Аббревиатуры наименований субъектов Российской Федерации и морей Российской Федерации, принятые для обозначения серий лицензий на пользование недрами. АО «УПНП и КРС» выполняет силами собственных бригад и звеньев Повышения Нефтеотдачи. Так, крупный рогатый скот необходимо промаркировать и поставить на учет не позднее 1 сентября 2024 года. Если взять сельскохозяйственный скот – КРС, свиней, лошадей и т. д., самым простым и доступным вариантом считается нанесение бирки на ухо.
В Красноярском крае ввели режим ЧС из-за узелкового дерматита у скота
«Поскольку у скота заболевание развивается не так, как это обычно происходит при заражении высокопатогенным гриппом птиц. АО «УПНП и КРС» выполняет силами собственных бригад и звеньев Повышения Нефтеотдачи. КРС расшифровывается как Крупный Рогатый Скот — обобщающее название для различных видов сельскохозяйственных животных, таких как коровы, быки и телки. Крупный рогатый скот, в узком смысле – домашние парнокопытные жвачные животные вида Bos taurus; в широком смысле к крупному рогатому скоту (КРС). "В целях защиты населения и территорий, ликвидации последствий чрезвычайной ситуации, связанной с выявлением заразного узелкового дерматита крупного рогатого скота. Разбираем показатели, используемые в североамериканской оценке быков, чтобы вам было проще выбрать генетический материал в каталоге.
Когда маркировка скота станет обязательной
По этому закону учет сельхозживотных станет обязательным не ранее 1 марта 2024 года. Сейчас в стране идет подготовка к внедрению обязательной идентификации скота. Данные обо всех животных, подлежащих маркированию, необходимо внести в систему Россельхознадзора «Хорриот». Паспорт для коровы «Как говорят, что у коровы на языке, то и в молоке. А чтобы узнать, что у коровы на языке, необходимо эту корову идентифицировать, внести информацию о ней в систему и знать в том числе, какие ветпрепараты в отношении этого животного применялись».
Для учета и идентификации животных Россельхознадзор разработал и запустил в эксплуатацию компонент «Хорриот». Это часть системы «ВетИС». Регистрация животных в системе «Хорриот» началась еще с 2021 года, но чем ближе дата обязательной идентификации, тем быстрее растут темпы внесения сведений в систему. К дате начала обязательной идентификации все хозяйствующие субъекты будут готовы и данные об основной части животных в систему будут внесены».
Сейчас информацию о животных в «Хорриот» владельцы вносят добровольно. Можно сказать, что это особенно ответственные участники процесса» «Учет животных будет осуществляться вне зависимости от формы собственности: и юрлицами, и индивидуальными предпринимателями, и гражданами». Маркирование будет обязательным и для личных подсобных хозяйств ЛПХ , где порой содержится по несколько тысяч сельхозживотных. А маркирование животного — это ответственность владельца, соответственно, средства маркирования приобретаются владельцем».
Чем маркировать животное, владелец может выбрать сам.
Показатель беременности дочерних особей определяется как процент не беременных коров, которые будут успешно оплодотворены в течение 21 дня. Показатели по типу PTAT — прогнозируемая передающая способность по типу, показывает способность быка передавать общий тип породы своему потомству. Данные типа обобщаются и представляются ассоциациями, занимающимися выведением определенных пород, и находятся в пределах различий между представителями одной породы. UDC - это совокупность показателей состояния вымени глубина вымени, прикрепление передних долей, высота задних долей вымени, ширина задних долей вымени, центральная связка вымени, расположение передних и задних сосков. Каждый из этих показателей существенно влияет на продуктивность жизни животного. Этот совокупный показатель высчитывается при помощи учета стандартной способности к наследованию характеристик вымени. FLC — это совокупность показателей оценки за ноги и копыта угол постановки копыт, задние ноги - вид сзади, задние ноги - вид сбоку, общая оценка за ноги и копыта. Данные показатели влияют на продолжительность жизни и продуктивность животного. Этот совокупный показатель высчитывается при помощи учета стандартной способности к наследованию характеристик ног и копыт.
Оценка физических характеристик или оценка линейных характеристик типа производится ассоциациями, занимающимися выведением определенных пород. Такая оценка содержит подробное описание анализа типа по его характеристикам на основании классификационных показателей, полученных данными ассоциациями.
Использование материалов, опубликованных на сайте kras. Гиперссылка должна размещаться непосредственно в тексте, воспроизводящем оригинальный материал kras. За достоверность информации в материалах, размещенных на коммерческой основе, несет ответственность рекламодатель.
Целью исследования данной работы является изучение нефтепромыслового оборудования применяемого для добычи нефти; для замера дебита нефти, газа и воды; для капитального ремонта скважин. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный поршневой насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества: обладание высоким коэффициентом полезного действия; проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах; для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы; установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости. Есть у штанговых насосов и недостатки.
К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг ; малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть. К подземному оборудованию относятся: насосно-компрессорные трубы НКТ , являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность. На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки УШГН. Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки УШГН. Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение , получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний всасывающий клапан поднимается, открывая доступ жидкости процесс всасывания. Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний нагнетательный клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд процесс нагнетания.
При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. Станок-качалка рисунок 2 , является индивидуальным приводом скважинного насоса. Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД. Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску устьевого штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов талевого блока, крюка, элеватора при подземном ремонте. Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.
Все элементы станка-качалки: стойка, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, то есть длины хода плунжера. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр. Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка для вставных насосов , присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей. Насосы применяются следующих видов: невставные вставные.
Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока.
Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра.
В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, то есть довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип.
Яков Любоведский: Сокращение КРС – основная проблема российской экономики
Режим чрезвычайной ситуации был введен на территории Минусинского, Ермаковского, Идринского, Каратузского, Краснотуранского, Курагинского, Новоселовского, Ужурского и Шушенского районов Красноярского края. Узелковый дерматит скота - заразное заболевание, которое было впервые зарегистрировано в России в 2015 году. Его симптомами являются лихорадка, образование узелковых уплотнений, эрозий на коже, слизистых оболочках органов.
Насосы применяются следующих видов: невставные вставные. Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции.
Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки.
После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра.
В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, то есть довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса.
Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса. Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов. Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.
Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы. Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин.
Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления. Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине.
На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа. Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4. Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.
Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1.
Памятка по лейкозу КРС для населения. Лейкоз КРС памятка владельцу. Основные принципы кормления крупного рогатого скота.
Особенности кормления КРС. КРС для презентации. Повышение продуктивности коров. Промеры КРС бонитировка. Бонитировка коров схема. Оценка экстерьера КРС. Бонитировка молочного скота. Таблица упитанности КРС.
Категории упитанности крупного рогатого скота таблица. Категории упитанности мяса КРС. Как определить упитанность КРС. Схема синхронизации для осеменения коров. Гормональная схема осеменения коров. Схемы синхронизации охоты у коров. Искусственное осеменение коров таблица. Стати экстерьера коровы.
Стати молочной коровы. Биологические и хозяйственные особенности крупного рогатого скота. Хозяйственно-биологические особенности молочного скота. Биологические особенности крупного рогатого скота. Биологические особенности Кутно рогатого ската. Таблица замера КРС живым весом Быков. Таблица измерения живого веса КРС. Как измерить живой вес быка.
Таблица определения живой массы КРС. Бальная оценка хромоты у коров. Схема кормового стола для КРС. Схема скотоводство крупного рогатого скота. Стати крупного рогатого скота схема. Топография статей молочной коровы. Основные стати молочной коровы. Стати тела молочной коровы.
Таблицы мясная продуктивность КРС. Таблица мясной продуктивности коровы. Основные стати КРС. Оценка хромоты КРС. Балльная оценка упитанности коров. Туловище коровы строение. Строение КРС анатомия. Анатомия задних конечностей коровы.
Анатомия КРС внутренние органы. Оценка упитанности коров. Степени упитанности коров. Оценка упитанности молочных коров. Степени упитанности КРС. Стати экстерьера молочной коровы. Стати экстерьера крупного рогатого скота. Области тела коровы.
Части тела крупного рогатого скота. Стати коровы. Схемы выращивания молодняка КРС. Структура молочного стада КРС таблица. Стадии развития коровы. Ср суточный привес КРС. Характер размножения крупного рогатого скота. Характеристика разведения крупного рогатого скота.
Анализ крови крупного рогатого скота норма. Биохимический анализ крови коровы нормы. Рацион комбикорма для дойных коров. Рацион питания для коров на молоко. Нормы рациона для дойной коровы. Рацион кормления для молодняка крупного рогатого скота. Таблица измерения КРС живым весом Быков. Таблица расчёта живого веса КРС коров.
Таблица измерения КРС живым весом Быков рулеткой. Таблица определения живого веса крупного рогатого скота. Препараты от кетоза у коров. Болезни животных Ветеринария. Рацион КРС дойных коров.
Каждому животному присваивается свой идентификационный номер, под которым оно заносится в систему. В Омской области уже на протяжении нескольких лет проводятся эти мероприятия, но пока на добровольной основе. В ЛПХ тоже большой объем животных поставлен на учет. По индивидуальному учету идентифицировано уже свыше 80 тыс. Какие затраты предстоят владельцу хозяйства, из чего они складываются?
Есть различные способы маркировки: электронное чипирование, биркование. Если взять сельскохозяйственный скот — КРС, свиней, лошадей и т. Но выбор остается за фермером. Что касается учета и занесения информации в систему, то эту работу выполняет Госветслужба — безвозмездно. То есть хозяин животного не обязан иметь компьютер с доступом в интернет, подключенный к системе «Хорриот»; его задача — только провести маркировку, а остальное сделают наши специалисты. Хватит ли ресурсов, в том числе нужного оборудования, ПО, специалистов для проведения всех мероприятий?
На юге Красноярского края из-за узелкового дерматита у скота ввели режим ЧС
| Тревожная тенденция сокращения поголовья КРС — новости на АГРОпрактике | Крупный рогатый скот*. |
| Что такое "КРС" относительно строительства? | Крупный рогатый скот. - Координатно-расточной станок. - Комплекс радиосвязи. |
| Новости скотоводства на портале | В 9 районов Красноярского края ввели режим чрезвычайной ситуации из-за узелкового дерматита у крупного рогатого скота. |
| У нас учет! Рассказываем о новых правилах маркировки скота | В девяти районах крупный рогатый скот страдает из-за узелкового дерматита. |
Яков Любоведский: Сокращение КРС – основная проблема российской экономики
В 9 районов Красноярского края ввели режим чрезвычайной ситуации из-за узелкового дерматита у крупного рогатого скота. Свежие новости рынка крупного рогатого скота на портале Агроновости. Крупного рогатого скота молочного направления продуктивности.
Кабмин Красноярского края ввел режим ЧС из-за болезни скота в девяти районах
Похоже, вы используете устаревший браузер, для корректной работы скачайте свежую версию 9 декабря 2023, 11:11 На юге Красноярского края из-за узелкового дерматита у скота ввели режим ЧС Запрещен ввоз животных и их продукции на территорию региона без специальных документов из Тувы и Хакасии ТАСС, 9 декабря. Режим чрезвычайной ситуации ввели в девяти районах на юге Красноярского края из-за узелкового дерматита у крупного рогатого скота. Соответствующее постановление опубликовало региональное правительство. Все перечисленные в документе районы находятся на юге региона.
Например, из шкур КРС получают кожу, которая используется в текстильной и обувной промышленности. Кости КРС могут быть использованы для производства удобрений или мясокостной муки, которая используется в кормах для других животных. КРС также играют важную роль в поддержании экологического баланса. Они участвуют в переработке растительной массы, орашивают почву и удобряют ее своими отходами. Благодаря этому улучшается качество почвы и повышается урожайность культурных растений.
Важно отметить, что правильное содержание и уход за КРС имеет большое значение. Фермеры должны обеспечивать достойные условия жизни и кормление скота, чтобы он был здоровым и продуктивным. Кроме того, необходимо проводить регулярные ветеринарные проверки и лечение, чтобы предотвратить распространение болезней и обеспечить высокую продуктивность животных. В целом, КРС являются важным элементом сельского хозяйства и играют ключевую роль в обеспечении продовольственной безопасности и развитии сельских районов. Они позволяют производить большое количество продуктов питания и создавать рабочие места для местного населения.
Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы. Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления. Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа. Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4. Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора. Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины в м3 фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1. В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза попутный нефтяной газ из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор. При этом происходит измерение расхода газа. При достижении в сепараторе установленного верхнего уровня жидкости сырой нефти включая пластовую воду , средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора в режим слива жидкости. В результате жидкостная линия открывается, а газовая линия закрывается для создания избыточного давления в сепараторе, обеспечивающего поступление жидкости в жидкостную линию, оборудованную запорно-регулирующей арматурой и расходомером жидкости, и далее в выходной коллектор. При этом измеряется расход жидкости. При достижении в сепараторе нижнего уровня жидкости, средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора. При этом жидкостная линия закрывается, а газовая открывается, сепаратор вновь переходит в режим накопления жидкости с измерением расхода газа. Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Узел переключения скважин позволяет направить поток ГЖС всех подключенных к установке скважин «на байпас» и далее в выходной коллектор. Этот режим позволяет производить сервисные и ремонтные работы на оборудовании АГЗУ. Сепаратор оборудован линией аварийного сброса давления, сброса газа на свечу через СППК сбросной предохранительный пружинный клапан. Для удаления загрязнений при очистке сепаратора промывкой и пропариванием имеются дренажные патрубки с запорной арматурой и смотровой люк. При эксплуатации малодебитных скважин с малым газовым фактором применяются АГЗУ, в которых не используются сепараторы. В этом случае поток ГЖС измеряемой скважины после узла переключения скважин направляется на расходомер-счетчик жидкости типа СКЖ, который измеряет расход жидкости, а расход газа учитывается расчетным способом. В них отсутствует узел переключения скважин, ГЖС через входные задвижки подается на сепаратор, далее в жидкостную измерительную и газовую линии, выходной коллектор. Предусмотрена байпасная линия. Измерение расхода жидкости ведется механическими счетчиками с местной индикацией. Учет расхода газа ведется расчетным методом. Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок.
Известняк снижает влажность премикса, увеличивает его объемный вес премикса, мешает расслоению компонентов премикса при транспортировке. Так же в премикс возможно вводить ферментные препараты, антибиотики, пробиотики, аминокислоты и другие биологически активные вещества.