Вопрос Устройство и принцип действия влагомера типа ВСН 1

Измерение объемного влагосодержания пробы нефти производится путем опре- деления комплексного сопротивления нефтяной эмульсии, протекающей по диэлькомет- рическому датчику. Плата измерительного преобразователя преобразует параметры дат- чика с протекающей по нему эмульсией в аналоговую величину (напряжение постоянного тока), преобразуемую с помощью АЦП, микропроцессора и заранее записанной характе- ристики в числовое значение объемной доли воды, которое в зависимости от выбранного пользователем режима выдается на дисплей электронного блока. Влагомер в модификации ВСН-Л-03 имеет в своем составе только диэлькометри- ческий датчик и может измерять объѐмное влагосодержание пробы без предварительной подготовки от 0 % до 60 %. Для измерения объѐмного влагосодержания пробы свыше 60% с использованием влагомера в модификации ВСН-Л-03 необходимо предварительно в пробу нефти добавить такое же количество "сухой" нефти этого же сорта и произвести измерение по методу 2. Влагомер в модификации ВСН-Л-01 или ВСН-Л-02 имеет в своем составе диэль- кометрический датчик и оптический датчик, преобразующий степень поглощения пробой нефти света в значение объемного влагосодержания так же с использованием заранее за- писанной характеристики. Влагомер в модификации ВСН-Л-01 и ВСН-Л-02 может измерять объѐмное вла- госодержание пробы без предварительной подготовки от 0 % до 100 %. Измерение объѐмного влагосодержания пробы нефти производится либо по ха- рактеристике, записанной предприятием - изготовителем, либо по характеристикам, предварительно записанным на объекте эксплуатации. 1.4.2 Конструкция влагомера В состав влагомера входят блок пробоподготовки и блок измерительный. В блок пробоподготовки входят следующие функциональные узлы: - насос; - асинхронный электродвигатель привода насоса; - диэлькометрический датчик; - оптический датчик (только для модификаций ВСН-Л-01 и ВСН-Л-02); - элементы управления электродвигателем; - несущая конструкция, объединяющая выше перечисленные узлы. В блок измерительный входят следующие функциональные узлы: ВСН-Л.00.00.000 РЭ 5 - микропроцессор; - стабилизаторы напряжения и импульсный блок питания; - жидкокристаллический дисплей; - кнопки управления влагомером. В блоке измерительном установлены две печатные платы. На первой располо- жены стабилизаторы напряжения, импульсный блок питания, разъемы подключения блока пробоподготовки. На второй - жидкокристаллический дисплей с процессором. Плата с индикатором крепится к передней панели блока и через разъем подключа- ются ко второй плате. Доступ к платам для ремонта обеспечивается после снятия крышки корпуса.

3 вопрос Схема автоматизации функциональную установки низкотемпературной сепарации газаМетод низкотемпературной сепарации (НТС) обеспечивает выделение из добываемого газа воды и конденсата, что необ-ходимо для нормальной работы газосборных сетей и магист-рального газопровода. Осушка и очистка газа достигаются в результате его охлаждения и последующей сепарации скон-денсировавшейся жидкости. Для получения низких температур в установках используют пластовую энергию газа или искусст-венное охлаждение. В первом случае температура понижается в результате адиабатического расширения (дросселирования) газа, во втором — использования специальных машин и установок. В промышленности преимущественное распространение получили технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере. Для предупреждения обра-зования кристаллогидратов в местах резкого снижения темпе-ратуры вводят ингибиторы гидратообразования. Сущность пре-дупреждения гидратообразования методом ввода ингибиторов состоит в том, что последний поглощает из газа парообразную влагу и вместе со свободной водой, сконденсировавшейся в ре-зультате охлаждения газа, образует раствор. Упругость паров воды, соответственно и температура точки росы снижаются. При этом понижается и равновесная температура гидратообразования. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол) и диэтиленгликоль (ДЭГ). Опыт показал, что наиболее надежным ингибитором является ДЭГ. Учитывая возможность его регенерации на промышленной установке, применение ДЭГ, несмотря на высокую стоимость его, выгоднее, чем метанола. Понижение равновесной температуры гидратообразования является функцией концентрацииингибитора.Таким образом, если расход ДЭГ поддерживать на уровне, обеспечивающем его конечную концентрацию, то тем самым будет обеспечено нужное понижение равновесной температуры гидратообразования.Системой автоматического управления НТС должно быть обеспечено автоматическое регулирование производительности установок, температурного режима, расхода ингибитора гидра-тообразования, давления газа в аппаратах и газопроводах и уровня жидкости в аппаратах.При автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа (рис. 4.5) газ от скважины под действием устьевого давления поступает в сепаратор первой ступени С-1, где про-исходит сепарация жидкости, выделившейся из газа при движении от забоя скважины. Жидкость сбрасывается в емкость Е-1, а газ направляется в теплообменник Т-1 типа «труба в трубе», где он охлаждается газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора С-2. Из теплообменника Т-1 газ поступает через регулирующий штуцер Ш-2 в низкотемпературный сепаратор С-2. С помощью штуцера осуществляется регулирование давления газа. В результате совместного действия теплообменника Т-1 и штуцера Ш-2 температура газа в сепараторе достигает 10–14 °С и происходит выделение жидкости. Осушенный газ поступает в теплообменник Т-1, где охлаждает поступающий из скважины, а затем направляется в газосборный коллектор группового пункта. В газовый поток перед входом в теплообменник Т-1 высоконапорным дозировочным насосом Н-1впрыскивается через форсунки концентрированный раствор ДЭГ, который поглощает имеющуюся в газе влагу. В результате этого в нижней части низкотемпературного сепаратора собирается смесь конденсата и насыщенного ДЭГ, которая поступает в разделительную емкость Е-1. Разделение происходит за счет разности плотностей и имеющихся в емкости перегородок. Для улучшения разделения смеси сепаратор С-2 и разделительная емкость Е-1 снабжены змеевиковыми подогревателями, подогреваемыми частью газа высокого давления, который после сепаратора С-1 направляется в огневой подогреватель ОП. С температурой около 150 °С газ поступает в змеевики подогреваемых аппаратов, а затем возвращается в газовый поток перед теплообменником Т-1.

Конденсат из разделительной емкости Е-1 направляется в конденсатопровод, газ – в коллектор газосборного пункта, а насыщенный ДЭГ – через теплообменник Т-2 на установку регенераций УР. После предварительного подогрева в теплообменнике Т-2 насыщенный ДЭГ поступает в отпарную колонну установки регенерации. Пары воды отводятся через верхнюю часть колонны, а собирающийся в нижней части установки реге-нерированный ДЭГ перетекает в промежуточную емкость Е-2, подогревая по пути через теплообменник Т-2 поток насыщенного ДЭГ. С помощью дозировочного насоса Н-1 ДЭГ снова вводится в процесс. Установка регенерации и огневой подогреватель – общие для группового пункта.

Система регулирования основных технологических параметров показана на рис. 4.5. При реализации этих систем в качестве измерительных устройств применяются главным образом серийные приборы ГСП, а также пневматические регуляторы и вторичные приборы системы «Старт».

4 вопросРЕМОНТ ГАЗЛИФТНЫХ И ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Подготовка скважин к ремонту
До начала ремонта газлифтной или фонтанной скважины для предотвращения открытого фонтанирования при снятии устьевого оборудования и подъеме труб ее необходимо заглушить нефтью, водой или жидкостью повышенной плотности. Для этого используют жидкости на водной основе (техническая вода, искусственные водные растворы). Однако они оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к ухудшению проницаемости пласта и призабойной зоны, увеличению сроков освоения скважин и снижению их производительности.
Сохранение коллекторских свойств пласта при ремонте скважин может быть обеспечено использованием для гл\шения г и дрофобно-э мульсионных растворов (ГЭР).
Если во время прокачки жидкости обнаружится, что в скважине имеется забойная песчаная пробка или сальник, образовавшийся из продуктов коррозии, то необходимо по центральной системе нагнетать в нее под давлением, превышающим давление в затрубном пространстве, газ (сжатый воздух) или аэрированную жидкость. Затем к верхнему концу лифтовых труб следует присоединить одну трубу или двухтрубку и всю колонну НКТ опустить вниз. Если трубы пойдут вниз с «посадкой», то следует приступить к их расхаживанию, отмечая мелом интервалы движения труб вниз и вверх. Эти работы следует проводить лишь при наличии на скважине индикатора веса.
Если расхаживанием освободить прихваченные трубы не удается, то необходимо отвинтить одну трубу (двухтрубку) и уложить ее на мостки. Затем к колонне НКТ присоединить вертлюг с трубой и, расхаживая ее, одновременно попытаться восстановить циркуляцию как между подъемным и первым рядом труб, так и между последним и эксплуатационной колонной. Если и таким способом освободить прихваченные трубы не удается, то скважину передают в капитальный ремонт.
Разборка и сборка фонтанной арматуры
Вначале необходимо разъединить штуцерные патрубки (боковые фланцы) от выкидных линий, снять буферный патрубок, положить на заранее отведенное место и присоединить теми же болтами подъемный патрубок с приваренным фланцем на нижнем его конце и с муфтой на верхнем. Отвинтив болты между тройником и центровой (посадочной) задвижкой, элеватор следует завести под муфту этого патрубка. Затем приподнять и снять арматуру.
Допуск труб проводится в случаях, когда скважину осваивают методом постепенного увеличения длины спущенных НКТ, либо в случаях снижения уровня жидкости в процессе ее эксплуатации, что легко заметить по постепенному падению устьевого и рабочего давления При этом допуск труб должен быть заранее рассчитан Длина допускаемых труб должна быть согласована с руководством НГДУ (промысла)
Спускаемые в скважину НКТ заранее укладывают на мостках Марка, диаметр и резьба их должны соответствовать марке, диаметру и резьбе труб, находящихся в скважине.
До разработки арматуры фактическую длину допускаемых лифтовых труб необходимо заранее замерить и данные занести в книгу документации скважины.
Процесс спуска наращиваемых труб ничем не отличается от спуска самих лифтовых труб. Основное условие, которое необходимо соблюдать при этом, — выполнение работ в возможно короткие сроки. Когда при спуске конец труб приближается к переводнику труб первого ряда (при комбинированном лифте), допуск последних необходимо производить замедленно и осторожно, чтобы не ударить их о переводник и не оборвать «хвостовые» трубы
Уменьшение длины колонны лифтовых труб, переборка труб
Уменьшение длины колонны проводят в тех случаях, когда при имеющейся подвеске труб невозможно эксплуатировать скважину газлифтным способом Кроме того, уменьшить длину колонны можно в случаях необходимости ограничения отбора жидкости, подъема уровня, возрастания содержания механических примесей в струе жидкости либо по другим геолого-техническим причинам.
Порядок уменьшения длины труб такой же, как и при их подъеме, только эту операцию проводят в обратном допуску труб порядке
Длину и число поднятых из скважины труб необходимо замерить и занести в книгу документации скважины
Переборка труб проводится в тех случаях, когда по геолого-техническим причинам требуется допуск подъемных труб, а глубина спуска переводника первого ряда ограничивает это Тогда приходится либо поднимать оба ряда труб и за счет уменьшения длины хвостовика увеличивать глубину спуска верхней части воздушных труб и затем спускать подъемные трубы, либо, увеличив глубину подвески труб первого ряда (за счет верхней части их), увеличить соответственно глубину подвески подъемных труб второго ряда (глубины вхождения газа в лифтовые трубы)
Ремонт скважин, оборудованных газлифтнымм клапанами
Особенность ремонта компрессорных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, обусловливается тем, что на расчетных глубинах в колонне НКТ устанавливают специальные скважинные камеры. До их спуска обследуют состояние колонны и забоя. При наличии пробки ее удаляют или промывают скважину. Нельзя спускать клапаны в скважины, колонны которых деформированы, имеют дефект или сильно корродированы.
В этих специальных эксцентричных камерах имеется газ-лифтный клапан. Клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец, изготовленных из нефтестойкой резины, и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне камеры уплотнительными кольцами проделаны сквозные отверстия, через которые газ из межтрубного пространства проходит в карман, а затем через боковые отверстия в клапане — в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера изготовлена таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части камеры (рис. IV.7) предусмотрена специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент (посадочный инстрлмент), на котором спускают клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в карман. При этом с помощью захватного пружинного устройства освобождается головка клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, спускаемый в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм и имеющий шарнирные соединения, после ориентирования направляющей втулкой переламывается в этих соединениях с помощью пружинных устройств так, что продольная ось спускаемого клапана совпадает с продольной осью посадочной камеры.
Клапаны извлекают также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускают экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после небольшого подъема ориентируется направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры. Затем его звенья под действием пружин переламываются так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает клапан из посадочной камеры.
Для замены и установки газлифтных клапанов без глушения или остановки скважины на устье монтируют оборудование ОУГ-80Х350, рассчитанное на давление 35 МПа. Это оборудование состоит из лубрикатора и превентора На верхний фланец крестовины 1 газлифтной арматуры или буферной задвижки устанавливают малогабаритный перекрывающий механизм — превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых1 Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана из кармана эксцентричной камеры с помощью канатной техники. Устьевой лубрикато[ для спуска и подъема газлифтныз клапанов с помощью канатно! техники198можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. К превентору с помощью быстросъемных соединений крепят секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 6 для пропуска проволоки 8 или тонкого каната и ролик 7. Внизу арматуры предусмотрен натяжной шкив 9 через который канат направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 4 с полиспастом 5 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения каната в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. По натяжению каната можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения его натяжения и предотвращения обрыва придается особое значение. Приводим для барабана лебедки служит гидравлический двигатель.
Широко применяемая канатная техника не только облегчает производство текущего ремонта газлифтных скважин без подъема НКТ, но и значительно сокращает продолжительность ремонта, создает безопасные условия труда, стабилизирует добычу нефти и газа.