Методы снятия показаний приборов

По методам снятия показаний приборы бывают:

· Акустические – мерой уровня является время распространения звуковых колебаний от источника излучения до контролируемой границы раздела сред и обратно до приемника.

· С непосредственным отчетом – датчики со шкалой, показывающие или записывающие показания (указательные стекла, УДУ – 10, ДСС).

· С электрической передачей информации – электрическая система передачи дает возможность передавать показания на расстоянии 500 м и более. Основными датчиками, применяемыми в системах передачи на постоянном токе, являются: реостатные, диф.трансформаторные, токовые и т. д.

· С пневматической передачей показаний – пневматическая система передачи показаний нашла применение в тех случаях, когда применение электрических исключается ввиду пожароопасности, взрывоопасности производства. Дальность передачи 160 м.

Вопрос 3

См. Б-3, В-3.

Билет №12

Вопрос 1

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Арматура комплектуется запорными устройствами, а также регулируемыми или нерегулируемыми (сменными) дросселями. Допускается дооборудование запорными устройствами и обратным клапаном.

По требованию потребителя конструкция устьевой арматуры может предусматривать возможность нагнетания ингибиторов коррозии и гидратообразования а скважинный трубопровод и затрубное пространство, а также измерения давления и температуры скважинной среды в боковых отводах елки.

Пневмопилоты, входящие в комплект арматуры, обеспечивают перекрытие скважинной среды при регламентированном отклонении ее параметров от заданного режима эксплуатации скважины.

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются краны с конической пробкой и прямоточные задвижки со смазкой. Боковые отводы елки и трубной обвязки оканчиваются ответным фланцами для приварки к трубопроводу.

Фонтанная арматура с прямоточными задвижками на рабочее давление 21 и 35 МПа (210 и 350 кгс/см²).

Арматура изготовляется по схемам 1, 2, 3, 3а и 6 (ГОСТ 13846-89) и комплектуется прямоточными задвижками типа 3М и 3МС, а также нерегулируемыми (сменными) и регулируемыми дросселями

При закачке горячей воды, особенно при высоких устьевых температурах, трубы, через которые ведется закачка, и все системы горячего водоснабжения испытывают значительные температурные деформации, так как при эксплуатации системы неизбежны остановки и охлаждения. Если в поверхностных горячих водоводах вопрос о компенсации температурных деформаций решается сравнительно просто, то в нагнетательных скважинах при закачке горячей воды по НКТ, башмак которых снабжен пакером и зафиксирован якорем, положение осложняется. В таких условиях аппаратура должна обеспечивать не только нужную прочность сооружения, так как вода закачивается при давлениях до 20 МПа и температурах до 200 °С, но и возможность относительного перемещения НКТ в устьевом сальнике. Соединение арматуры с водоводом делается шарнирным (рис. 3.16).

Техническая характеристика арматуры АП60-150
Давление, МПа:
пробное
рабочее
Максимальная температура, °С
Максимальное температурное удлинение НКТ, мм
Диаметр проходного сечения, мм

Арматура АП60-150 комплектуется термостойким лубрикатором для спуска в скважину глубинных приборов и специальной колонной головкой.

Рис. 3.16. Шарнирная арматура устья нагнетательной скважины для закачки

горячего теплоносителя: 1 - центральная задвижка; 2 - сальниковая труба колонны НКТ;

3 - термостойкий сальник; 4 - корпус сальника; 5 - задвижка межтрубного пространства

При закачке теплоносителя в пласт, особенно такого как пар, башмак НКТ герметизируется специальным термостойким пакером для предотвращения попадания в затрубное пространство скважины закачиваемого пара или воды, что снижает теплопотери в стволе скважины.

Закачка пара в пласты используется в несколько больших масштабах, чем закачка горячей воды. Применяется как непрерывная закачка пара через систему нагнетательных скважин, так и циклическая в добывающие скважины для прогрева призабойной зоны и последующего перевода скважины на режим отбора жидкости. Для закачки пара используются передвижные и стационарные парогенераторные и котельные установки.

Вопрос 2

После вывода скважины на установившийся режим, нефтепромысел дает заявку на производство работ по доуравновешиванию станка-качалки.
В течение двух суток с момента запуска УШГН, нефтепромысел осуществляет контроль за ее работой. В дальнейшем контроль за работой скважины производится динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений и динамического уровня.
В течение первых двух недель работы УШГН, нефтепромысел проводит комплекс исследований на скважине с целью определения оптимального режима работы спущенного насоса.
Любое изменение режимов работы скважины оборудованной УШГН должно быть обосновано расчетами. Ответственным за своевременное проведение расчетов и систематическое внесение изменений режима работы УШГН является технолог нефтепромысла.

Постоянно действующая комиссия по расследованию преждевременных отказов УШГН производит расследования причин отказов насосов с наработкой до 100 суток.