«А.А. Мордвинов, О.М. Корохонько ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ОПЕРАТОРОВ Часть 2 Учебное пособие Ухта 2008 УДК 622.276 (075.8) М79 Мордвинов, А.А. Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов ...»

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

А.А. Мордвинов, О.М. Корохонько

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ОПЕРАТОРОВ

Часть 2

Учебное пособие

Ухта 2008

УДК 622.276 (075.8)

М79

Мордвинов, А.А. Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов [Текст]: учеб. пособие: в 3 ч.; ч. 2 / А.А. Мордвинов, О.М. Корохонько. – Ухта: УГТУ, 2008. 111 с.

ISBN 978-5-88179-485-9 Учебное пособие предназначено для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии «Оператор по добыче нефти и газа». Может быть полезно студентам нефтегазовых специальностей для начального ознакомления с основами добычи нефти и газа.

Рецензенты: начальник отдела разработки газоконденсатных и нефтяных месторождений филиала ООО «ВНИИГАЗ» – «СеверНИПИгаз», кандидат технических наук А.В. Назаров и заместитель директора по добыче нефти филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» института «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ»

А.Е. Бортников.

© Ухтинский государственный технический университет, © Мордвинов А.А., Корохонько О.М., ISBN 978-5-88179-485-

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Подземный ремонт скважин

1.1. Осложнения, возникающие при работе скважин

1.2. Общие сведения о подземном ремонте скважин

1.3. Оборудование при ремонте скважин

1.3.1. Оборудование и инструмент для спуско-подъемных операций............... 1.3.2. Передвижные насосные и промывочные установки и агрегаты............. 1.3.3. Установки и агрегаты для кислотных обработок

1.4. Колонна гибких труб

2. Контрольно-измерительные приборы и средства автоматики

2.1. Основные виды и характеристики измерений

2.2. Общие сведения об измерительном приборе

2.3. Погрешность измерений

2.4. Метрологическая характеристика средств измерений

2.5. Приборы для измерения давления

2.5.1. Деформационные манометры и дифманометры

2.5.2. Преобразователи давления

2.6. Приборы для измерения температуры

2.6.1. Термометры расширения

2.6.2. Манометрические термометры

2.7. Приборы для измерения расхода жидкости и газа

2.7.1. Расходомеры переменного перепада давления

2.7.2. Тахометрические расходомеры

2.8. Автоматизация добычи нефти и газа

2.8.1. Автоматизация работы скважин

2.8.2. Измерение продукции скважины

3. Арматура на нефтегазовых промыслах

3.1. Общие сведения

3.2. Запорные устройства

3.3. Регулирующие устройства

3.4. Защитная и предохранительная арматура

4. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

4.1. Общая характеристика систем промыслового сбора нефти, газа и воды..... 4.1.1. Системы сбора нефти

4.1.2. Системы сбора газа

4.2. Промысловая подготовка нефти

4.3. Нефтяные резервуары

4.4. Промысловая подготовка газа

Библиографический список

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающее предприятие – это сложный комплекс промыслового оборудования, предназначенного для добычи нефти и газа и для подготовки продукции скважин до определенных товарных требований с целью возможности трубопроводного транспорта и, частично, собственного потребления.

Оператор по добыче нефти и газа, обслуживающий такой комплекс, должен иметь высокую профессиональную подготовку. Должностные обязанности и права операторов определены соответствующими документами.

К работе оператора допускаются лица не моложе 18 лет, получившие соответствующее образование, успешно сдавшие квалификационный экзамен, имеющие документ, подтверждающий установленный тарифно-квалификационный разряд. Квалификационные характеристики профессии «Оператор по добыче нефти и газа» приведены в приложении 1.

В обязанности оператора входит:

знать характеристику разрабатываемого месторождения, техническую характеристику и устройство подземного и наземного оборудования скважин, виды текущего и капитального ремонта скважин, технологию и технику освоения скважин, методы интенсификации добычи нефти и газа, устройства и правила использования систем автоматики, телемеханики и программных устройств, применяемых при комплексной автоматизации промыслов, основы автоматики и телемеханики, основы охраны недр и окружающей среды;

ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти и газа;

осуществление контроля за бесперебойной работой скважин, групповых замерных установок, элементов системы сбора и подготовки скважинной продукции;

вывод на режим фонтанных и газлифтных скважин;

вывод на режим скважин, оборудованных различными насосами, с многократным запуском, с отключением при помощи станции управления и проведением контроля за параметрами откачиваемой жидкости до получения продукции скважины в соответствии с установленным для скважины технологическим режимом эксплуатации;

обслуживание нагнетательных скважин при применении методов поддержания пластового давления с закачкой агента под высоким давлением;

производство расчетов и руководство работами по химической обработке скважины и околоствольной (призабойной) зоны пластов;

руководство и участие в работах по монтажу и демонтажу особо сложного технологического оборудования, погружных насосных установок, работающих под давлением сосудов, автоматизированных групповых замерных установок;

участие в работах по подготовке объектов к подземному (текущему и капитальному) ремонту;

прием объектов из ремонта, участие в их наладке и пуске после ремонта;

руководство операторами более низкой квалификации.

Учебное пособие содержит теоретический материал, необходимый для подготовки и сдачи квалификационного экзамена по рабочей профессии «Оператор по добыче нефти и газа». Оно состоит из трех частей. Содержание первой части:

1) физико-химические свойства нефти, газа и воды;

2) основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях;

3) основы разработки нефтяных и газовых месторождений;

4) основные сведения о строительстве скважин;

5) способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Содержание второй части:

1) подземный ремонт скважин;

2) контрольно-измерительные приборы и средства автоматики;

3) арматура на нефтегазовых промыслах;

4) промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.

Третья часть – это главы, связанные с производственной санитарией и безопасностью труда на производстве.

Программа производственного обучения приведена в приложении (часть 1).

1. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

1.1. Осложнения, возникающие при работе скважин Во время эксплуатации скважин возможны различные осложнения, которые требуют остановки скважины и проведения определенных ремонтных работ, связанных с ликвидацией и устранением этих осложнений. Могут возникнуть следующие осложнения:

износ или отказ в работе применяемого подземного и наземного оборудования, обсадной эксплуатационной колонны, конструкции забоя;

преждевременное обводнение скважинной продукции;

отложения частиц горной породы (песка), продуктов коррозии, минеральных солей, парафина;

изменения условий работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.);

образование гидратных пробок.

Все осложнения приводят к значительному снижению или прекращению добычи нефти и газа, к сокращению межремонтных периодов1 работы скважин.

На борьбу с осложнениями затрачиваются большие энергетические и материальные ресурсы.

1.2. Общие сведения о подземном ремонте скважин Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукцию, т.е.

простаивают. Простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации.

Коэффициент эксплуатации – это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц (квартал, год).

Коэффициент эксплуатации обычно изменяется в пределах от 0,94 до 0,98.

Перечень работ, выполняемых при подземном ремонте скважин, определяется в соответствии с «Классификацией ремонтных работ в скважинах», РД 153-39.0-088-01 (ОАО «ВНИИОЭНГ», г. Москва), введенной в действие приказом Минэнерго России от 22 октября 2001 года.

Ремонтные работы по своему назначению делятся на следующие виды:

1) скважино-операция;

2) текущий ремонт;

3) капитальный ремонт.

Межремонтный период – продолжительность эксплуатации скважины (в сутках) между предыдущим и следующим ремонтами.

Скважино-операцией называются ремонтные работы по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, представляющие собой ряд технологических процессов, в ходе которых производится воздействие на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента нефтеизвлечения на данном участке залежи.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

К текущему ремонту относятся работы, представленные в приложении 1.

Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, ликвидацией сложных аварий и т.п. К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в приложении 2.

Скважино-ремонт – это комплекс работ, выполняемый на скважине от приема в ремонт до ввода в эксплуатацию скважины. Работы делятся на:

1) подготовительные;

3) заключительные.

Подготовительные работы проводят для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ осуществляется ремонт подъездных путей и планировка территории, доставка к скважине агрегатов, необходимых материалов и оборудования, подвод водопроводов и линий электропередачи, подготовка устья скважины, монтаж оборудования для ремонта, глушение скважины и др.

Основные работы включают подъем из скважины старого и спуск нового или отремонтированного оборудования и собственно запланированные ремонтные работы.

Заключительные работы состоят в демонтаже ремонтного оборудования, сборке устьевого оборудования и пуске скважины в работу.

В зависимости от вида и цели предстоящего ремонта скважин применяется соответствующее оборудование и инструмент. В комплекс оборудования входят:

вышечное сооружение с рабочей площадкой и мостками, подъемная лебедка, талевая система, ротор, вертлюг, насосная установка, противовыбросовое оборудование, устьевой и подземный инструмент. В зависимости от вида и сложности работ комплектность оборудования может быть разной.

1.3.1. Оборудование и инструмент для спуско-подъемных операций 1.3.1.1. Подъемные устройства и механизмы К основным подъемным устройствам и механизмам, при помощи которых производят спуско-подъемные операции, относятся:

подъемные лебедки или подъемники, если на транспортной базе монтируется одна лебедка. Например, лебедка ЛПР-60 (тяговое усилие 63,4 кН), лебедка ЛПР-110Э (тяговое усилие 149,9 кН);

подъемные установки или агрегаты, если на транспортной базе лебедка монтируется совместно с вышкой (мачтой), талевой системой и другим оборудованием. Например, смонтированные на шасси автомобиля агрегаты А-50У, АзИНМАШ-37А, смонтированные на гусеничном тракторе агрегаты АзИНМАШ-43А (модификация АзИНМАШ-37А), Бакинец-3М, установки УТП1-50 (грузоподъемность 50 т). Техническая характеристика подъемных агрегатов приведена в табл. 1.1;

комплексы подъемного оборудования, если лебедка монтируется с более полной комплектацией оборудования (насосом, ротором, вертлюгом и др.), например КОРО1-80 (грузоподъемность 80 т).

Грузоподъемность устройства – максимальная масса груза, которую оно способно в определенных условиях в один прием поднять, переместить или перевезти.

Техническая характеристика подъемных агрегатов Привод от двигателя Автомашина Автомашина Трактор Трактор Мобильные буровые установки и агрегаты для ремонта скважин изготавливаются целым рядом российских предприятий: Кунгурский, Ишимбайский, Петербургский машиностроительные заводы; Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ); ОМЗ (производство Объединенных машиностроительных заводов UPET S.A. и «Уралмаш») и др.

Установка АзИНМАШ-37А. Представляет собой самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости.

Установка имеет следующие основные узлы (рис. 1.1):

вышку с талевой системой;

переднюю и заднюю опоры вышки;

кабину оператора;

гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления установкой;

другие вспомогательные узлы и механизмы.

Рис. 1.1. Установка подъемная (агрегат) АзИНМАШ-37А:

1 – передняя опора; 2 – трансмиссия с коробкой передач;

3 – кабина оператора; 4 – лебедка; 5 – гидроцилиндр подъема вышки;

6 – задняя опора; 7 – талевая система; 8 – вышка Комплектуется автоматом АП-2 (с гидравлическим приводом) для свинчивания и развинчивания НКТ и автоматическим ключом КШЭ (с электрическим приводом) для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Имеет ограничитель подъема крюкоблока, системы звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительные приборы работы двигателя и пневмосистемы, а также другие системы блокировки, обеспечивающие безопасность проведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

АзИНМАШ-37А оборудована системой освещения рабочего места у устья скважины и вышки, а также пути движения крюка. Исполнение системы освещения взрывобезопасное. Питание – от электрооборудования автомобиля.

Управление всеми механизмами установки при спуско-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения – дистанционное с ручного выносного пульта.

Лебедка подъемная ЛПР-60 предназначена для проведения спускоподъемных операций с трубами и штангами в процессе ремонта и освоения нефтяных скважин глубиной до 1500 метров, расположенных на морских основаниях и приэстакадных площадках и оборудованных стационарными вышками и мачтами. Эта лебедка применяется в умеренных микроклиматических районах.

Лебедка смонтирована на раме, состоящей из двух частей: нижней – основания и верхней – поворотной. Последняя с помощью трех катков, размещенных по окружности, может поворачиваться на оси основания и фиксироваться в нужном положении. Вместе с поворотной частью рамы разворачивается все оборудование, смонтированное на ней, – лебедка, коробка передач, цепной редуктор, дизельный двигатель привода лебедки, компрессор с автономным электродвигателем и кабина с управлением (рис. 1.2). Управление лебедкой электропневматическое, осуществляется из специальной кабины с вентиляцией и обогревом. Запуск дизельного двигателя лебедки электрический от промысловой сети через выпрямительное устройство.

Выпускаются и другие агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин, например, такие как АР-32, АР-32/40, АР-60, А60/80, АРБ-100, А-50М, УПА-60, АК-60, БР-125. Изготовителями агрегатов являются:

А2-32, А4-32, А5-32 – АО «Красный пролетарий»;

АР-32; АР-60, А60/80, АРБ-100 – НПАК «Ранко»;

А-50М – ГП «Ишимбайский завод нефтепромыслового оборудования», АООТ «Геомаш»;

БР-125 – АООТ «ВЗБТ».

1 – кабина машиниста; 2 – лебедка; 3 – дизель;

4 – коробка перемены передач; 5 – цепной редуктор; 6 – зажим;

7 – двухъярусная рама; 8 – кольцевой рельс; 9 – каток 1.3.1.2. Талевая система, ротор, вертлюг Для связи с лебедкой и поднимаемым грузом используют талевую систему.

Она включает в себя кронблок, талевый блок, крюк, талевый канат и направляющий ролик.

Кронблоки представляют собой неподвижную часть талевой системы, установленную на вышке и предназначенную для спуско-подъемных операций при ремонте скважин.

В зависимости от грузоподъемности кронблоки изготавливают с различным числом канатных шкивов, которые расположены на общей оси, закрепленной в чугунных опорах-подшипниках.

Кронблоки КБН3-16 и КБН4-25 устанавливают непосредственно на собственные опоры. У кронблока КБН5-50 эти опоры смонтированы на раме, закрепленной на кронблочной площадке вышки. Кронблоки закрыты защитным кожухом. Техническая характеристика кронблоков приведена в табл. 1.2.

Габаритные размеры, мм 475360465 Талевый блок (рис. 1.3) представляет собой подвижную часть талевой системы, подвешенную на талевом канате. В зависимости от грузоподъемности талевые блоки изготавливаются с различным числом канатных шкивов. Щеки блока в верхней части соединены мостом, к которому прикреплен неподвижный конец талевого каната. К нижней части щек подвешен штроп для соединения с крюком. Техническая характеристика талевых блоков приведена в табл. 1.3.

1 – мост; 2 – шкив; 3, 5 – оси; 4 – щека; 6 – штроп Техническая характеристика талевых блоков Габаритные размеры, мм:

Крюки эксплуатационные КПШ и КН (рис. 1.4) предназначены для проведения спуско-подъемных операций при освоении, текущем и капитальном ремонте скважин, расположенных в умеренных и холодных макроклиматических районах.

Основные узлы крюка:

рог цельнокованый со стержнем или шарнирно соединенный (у крюка КН-50);

траверса и штроп для подвешивания крюка к талевому блоку;

амортизационная пружина;

упорные шариковые подшипники;

защелки у зева рога.

а – КПШ-10; б – КН-15; в – КН-25; г – КН-50;

1 – кожух; 2 – штроп; 3 – гайка; 4 – упорный шарикоподшипник;

5 – пружина; 6 – корпус крюка; 7 – рог Ротор предназначен для вращения колонны труб, их свинчивания и развинчивания, поддержания труб при разгрузке талевой системы, а также для выполнения ловильных и вспомогательных работ.

Ротор Р360-Ш14М (рис. 1.5) состоит из конической зубчатой пары, размещенной в корпусе жесткой конструкции из стального литья. Ведущая шестерня пары установлена на конце приводного вала на шпоночном соединении.

Вал установлен в корпусе на двух подшипниках качения. На противоположном конце вала консольно на шлицах посажена приводная звездочка цепной передачи.

1 – вспомогательная опора; 2 – основная опора; 3 – кожух стола;

4 – зубчатый венец; 5 – вкладыши-зажимы; 6 – стол; 7 – корпус;

8 – ведущий вал; 9 – звездочка Вертлюг. Соединительным звеном между талевой системой и трубами, подвешенными элеватором к вращающейся части ротора, служит вертлюг. Он обеспечивает свободное вращение труб и подачу промывочной жидкости в колонну труб. Вертлюг с помощью промывочного шланга соединяют со стояком, через который прокачивают промывочную жидкость.

Вертлюг ВЭ состоит из корпуса, в котором смонтирован ствол, соединенный с отводом (рис. 1.6).

Ствол установлен в корпусе на опорах качения. Основной опорой, несущей нагрузку от массы колонны, является средняя, на которой установлен упорный подшипник (на ВЭ-502 – шариковый, на ВЭ-803 – роликовый). Верхние и нижние опоры направляющие. В дополнение к ним, для лучшего центрирования ствола, предусмотрены втулки скольжения (на ВЭ-50 – на входе ствола, на ВЭ-80 – в верхней и в нижней частях ствола). Между стволом и напорной трубой размещается грязевое манжетное уплотнение. Отвод грязевой трубы заканчивается резьбой для присоединения штуцера быстросборного соединения.

ВЭ-50 – вертлюг эксплуатационный грузоподъемностью 50 т. Условный проход ствола – 60 мм. Размеры присоединительной резьбы: на стволе вертлюга под переводник – 89 мм; на отводе – 73 мм.

ВЭ-80 – вертлюг эксплуатационный грузоподъемностью 80 т. Условный проход ствола – 75 мм. Размеры присоединительной резьбы: на стволе вертлюга под переводник – 114 мм; на отводе – 89 мм.

1 – штроп; 2 – отвод; 3 – грязевое манжетное уплотнение;

4, 8 – верхняя и нижняя опоры; 5 – быстросборное соединение;

6 – основная опора; 7 – корпус; 9 – ствол 1.3.1.3. Комплекс инструментов для спуско-подъемных операций Комплекс инструментов состоит из элеваторов, штроп, спайдеров, ключей, автоматов.

Для захвата колонны труб или штанг и удержания их на весу в процессе спуско-подъемных операций применяют трубные и штанговые элеваторы.

Трубные элеваторы обеспечивают захват под муфту или по телу трубы (для безмуфтовых труб). Штанговые элеваторы обеспечивают захват насосных штанг под головку.

Элеваторы. По конструкции элеваторы делятся на одноштропные и двухштропные. К одноштропным относятся элеваторы ЭНКБ-80, ЭТА, ЭЗН, ЭТАР, штанговый ЭШН. К двухштропным элеваторам – ЭТАД, ЭХЛ.

Элеватор ЭНКБ-80 предназначен для захвата и подвешивания за тело безмуфтовых НКТ в процессе спуско-подъемных операций при ремонте нефтяных и газовых скважин, расположенных в умеренных и холодных макроклиматических районах.

Элеватор состоит из корпуса, двух створок (левой и правой) с затвором, клиньев, рычага управления и штропа (рис. 1.7).

1 – корпус; 2, 8 – правый и левый рычаги; 3, 7 – правая и левая створки;

4 – затвор; 5 – проушины; 6 – клинья створки; 9 – клинья корпуса;

10 – рычаг управления; 11 – штроп Клинья подпружинены в направлении расклинивания. Левый и правый рычаги при посадке элеватора на трубу автоматически замыкают створки элеватора. Замкнувшиеся створки запираются затвором. Предварительное заклинивание осуществляется рычагом управления. В процессе работы элеватор постоянно подвешен на крюке и работает в сочетании со спайдером. Техническая характеристика элеватора приведена в табл. 1.4.

Техническая характеристика элеватора ЭНКБ- Элеваторы ЭТА, ЭЗН, ЭТАД и ЭХЛ предназначены для захвата и подвешивания насосно-компрессорных труб под муфту. Особенность элеватора ЭТА состоит в том, что может применяться как при механизированном свинчивании-развинчивании труб, так и при ручном (со спайдером). Элеватор ЭТАР применяется не только для захвата НКТ, но и для полых штанг. Элеватор типа ЭТАД имеет выдвижные захваты сменные. Благодаря этому один комплект элеватора позволяет работать с трубами нескольких типоразмеров.

Для подвески элеватора на крюк талевой системы предназначены штропы, которые представляют собой замкнутую стальную петлю овальной формы (рис. 1.8). Верхними концами штропы подвешиваются на зев или рога крюка талевого блока, а нижними концами заводятся в проушины элеватора.

1 – штроп; 2 – безопасная ручка Спайдеры используются для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу и центрированию колонны труб в процессе спуско-подъемных операций при ремонте скважин. Промышленностью серийно выпускается автоматический универсальный спайдер АСГ-75. Грузоподъемность спайдера составляет 75 т, допустимый диаметр труб – от 48 до 89 мм, масса устройства – около 70 кг. Спайдер АСГ-75 представляет собой универсальное приспособление, поскольку позволяет обслуживать практически весь фонд скважин как по диаметрам насосно-компрессорных труб, так и глубинам. Его можно использовать и при капитальном ремонте.

Ключи. Для свинчивания и развинчивания НКТ и штанг при спускоподъемных операциях применяют ключи различных типоразмеров и конструкций.

Их выпускают для работы вручную, вручную и механически и только механически.

Для свинчивания и развинчивания вручную НКТ предназначены цепные ключи КЦН и КЦО, а также шарнирный ключ КОТ (взамен КТНД).

Ключи трубные КТД и КТДУ позволяют работать вручную, а также с помощью автомата АПР-2ВБ. Ключ трубный двухшарнирный КТД предназначен для ручного и механизированного свинчивания и развинчивания насоснокомпрессорных труб при ремонте скважин. Состоит (рис. 1.9) из большой и малой челюстей и рукоятки, шарнирно соединенных между собой. На оси шарнира, связывающего большую челюсть с рукояткой, имеется пружина, служащая для удержания ключа на трубе. На малой челюсти находится самоустанавливающийся сухарь, имеющий вогнутую зубчатую рабочую поверхность.

1, 2 – малая и большая челюсти; 3, 6 – большая и малая рукоятки;

4 – пружина; 5 – сухарь самоустанавливающийся Для стопорения НКТ от проворачивания при их механизированном свинчивании и развинчивании используется ключ стопорный КСМ (рис. 1.10).

При переходе от развинчивания труб к свинчиванию упор переставляется. При работе рабочие поверхности ключа прилегают к муфте трубы и захватывают ее, не допуская проскальзывания. Надежная работа ключа обеспечивается спиральной расточкой внутренней поверхности челюсти, служащей для заклинивания сухаря между муфтой и челюстью.

1 – створка; 2, 3 – защелки; 4 – челюсть; 5 – упор; 6 – сухари При работе с насосными штангами применяют следующие ключи:

штанговый КШ – для свинчивания и развинчивания вручную насосных штанг;

штанговый шарнирный КШШ (рис. 1.11) – для ручного и механизированного свинчивания-развинчивания штанг;

круговой штанговый КШК – для отвинчивания за тело насосных штанг в аварийных ситуациях;

механический штанговый КШЭ – для механизированного свинчиванияразвинчивания и спуска-подъема насосных штанг при текущем ремонте скважин;

автоматические штанговые АШК-Г и АШК-ТМ – для обеспечения механизированной работы с помощью автоматического захватывающего устройства и привода от электродвигателя.

1 – рукоятка; 2 – челюсть; 3 – пружина; 4 – ось; 5 – сегмент Автоматы. Наибольшей трудоемкостью при ремонте скважин отличаются спуско-подъемные операции. Для облегчения этих работ и уменьшения их опасности разработан автомат системы АПР (автомат системы А. Г. Молчанова).

Автомат предназначен для механизированного свинчивания и развинчивания, а также удержания на весу НКТ при ремонте скважин.

Автомат системы АПР представляет собой агрегат, сочетающий механический трубный ключ с приводом, автоматический спайдер и автоматический центратор.

Автомат второй модели АПР-2 изготавливается в двух модификациях:

с электродвигателем во взрывобезопасном исполнении АПР-2ВБ (рис. 1.12) с питанием от промысловой электросети напряжением 380 В;

с гидроприводом АПР-ГП, представляющим собой объемный гидравлический двигатель, который питается от автономного гидронасоса или гидравлической системы агрегата для подземного ремонта скважин. Гидропривод обеспечивает полную безопасность ведения работ в пожарном отношении, постоянство вращающего момента на водиле при свинчивании и развинчивании труб и простоту регулировки.

Во время работы автоматы моделей АПР-2 крепятся к фланцу обсадной колонны двумя болтами.

электроцентробежными насосами, применяются модернизированные автоматы АПР-2ЭПН с автоматической подставкой, оснащенной центрирующим устройством и механизмом для съема или надевания хомутов для крепления токонесущего кабеля к трубам.

Рис. 1.12. Автомат (автоматический ключ) АПР-2ВБ:

1 – корпус автомата; 2 – червячное колесо; 3 – клиновая подвеска;

4 – корпус клина; 5 – плашка; 6 – опорный фланец; 7 – водило;

8 – вал вилки включения маховика; 9 – электроинерционный привод;

10 – стопорный винт; 11 – направляющая планка клиновой подвески;

12 – центратор; 13 – пьедестал центратора; 14 – фиксатор центратора 1.3.2. Передвижные насосные и промывочные установки и агрегаты На нефтегазодобывающих предприятиях передвижные насосные и промывочные агрегаты и установки применяют для нагнетания различных жидкостей в скважины, например, при промывке скважины от песчаных пробок, а также при проведении других промывочно-продавочных работ.

Для нагнетания в скважины различных жидких сред в процессе ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ нашли применение следующие насосные установки: УН1-100200 (монтажная база автошасси ЗИЛ-130), УН1Т-100200 и УН1Т-100250 (монтажная база трактор Т-130МГ-1), УН1 63070А (монтажная база автошасси КрАЗ-257Б1).

Установка УН1-100200 (рис. 1.13) состоит из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода.

Насос трехплунжерный горизонтальный. Привод насоса – от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.

1 – автошасси ЗИЛ-130; 2 – насос НП-100; 3 – напорный трубопровод;

4 – приемный трубопровод; 5 – вспомогательный трубопровод;

6 – коробка отбора мощности Приемная линия манифольда представляет собой рукав с фильтром на конце. На нагнетательной линии манифольда предусмотрены пробковые краны высокого давления, предохранительный клапан и манометр.

Техническая характеристика установки приведена в табл. 1.5.

Техническая характеристика установки УН1- в минуту Условный проход трубопроводов манифольда Вспомогательный трубопровод:

Для нагнетания различных неагрессивных жидкостей при цементировании, гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок и других промывочно-продавочных работах в скважинах применяют также и насосные установки УНБ1-16063, УНБ1- (монтажная база шасси автомобиля КрАЗ-250), УНБ1Р-400 (монтажная база рама).

На нефтегазовых промыслах входят в применение и новые передвижные насосные и промывочные установки и агрегаты. Основные параметры передвижных установок и агрегатов приведены в приложении 3. Изготовителями установок и агрегатов являются следующие предприятия:

АО «Ижнефтемаш» – АНЦ-500, АНЦ-320, ПА-80, УЦП, АНП-320, УНК;

АОО «Костромской завод «Строймашина» – УНБ-16032;

НПАК «Ранко» – УНБЭ-25040, УНБ-16032, УНБ1-16063, УНБ132063, УНБ1Р-32063;

АООТ «ВЗБТ» – УНБ2В-40070;

АО «Первомайскхиммаш» – АЦ-32, ППА-200;

фирма «Синергия» – АН-СИН-31, СИН-34, ЦА-СИН-35.

1.3.3. Установки и агрегаты для кислотных обработок Для транспортировки и нагнетания в скважины смеси кислот при солянокислотной обработке призабойной зоны предназначены установки насосные (кислотные агрегаты), такие как, например, УНЦ1-16032К, УНЦ1-16070К, УНЦ1-16050К (АзИНМАШ-30А), УНЦ2-16050, АКПП-500.

Установка УНЦ1-16050К (АзИНМАШ-30А) для солянокислотной обработки призабойной зоны (рис. 1.14) состоит из цистерны, разделенной внутренней перегородкой на два отсека, трубопровода, трехплунжерного горизонтального насоса высокого давления, приводимого от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и редуктор.

Внутренние стенки цистерны гуммированы, каждый отсек оснащен поплавковым указателем уровня. Соляная кислота из цистерны к насосу поступает по гуммированным трубам, опущенным в чашеобразные углубления дна отсеков цистерны.

Для обеспечения необходимых давления и подачи трехплунжерный насос 5НК-50 укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров.

Манифольд установки состоит из всасывающего и нагнетательного трубопроводов. По всасывающим и нагнетательным трубопроводам жидкость может подаваться потребителю из любого отсека цистерны, а также из любой емкости. По этим же трубопроводам цистерна может заполняться водой из промысловой сети. Приемный коллектор насоса, с одной стороны, связан с обоими отсеками цистерны, а с другой – присоединен к всасывающему трубопроводу для забора жидкости со стороны.

Рис. 1.14. Насосная установка УНЦ1-16050К (АзИНМАШ-30А) с цистерной:

1 – автошасси КрАЗ-257Б1А; 2 – коробка отбора мощности;

3 – всасывающий трубопровод; 4 – редуктор; 5 – цистерна;

6 – вспомогательный трубопровод; 7 – ящик для инструментов;

8 – трубопровод для подвода воды из промысловой сети Нагнетательный трубопровод насоса подразделяется на напорный и контрольный. По напорному трубопроводу рабочую жидкость нагнетают в скважину. Напорный трубопровод насоса оборудован двумя пробковыми кранами, один из которых служит для сброса давления. Второй кран и предохранительный клапан со срезным стержнем расположены на рабочей линии.

Контрольная линия служит для проверки работы насоса «на циркуляцию» перед нагнетанием рабочей жидкости в скважину, а также для сброса рабочей жидкости из насоса и нагнетательного трубопровода в цистерну при вынужденной остановке насоса. На линии установлен кран с цилиндрической пробкой.

Вспомогательный трубопровод служит для обвязки установки с устьем скважины.

Управление установкой осуществляется из кабины автомобиля.

На нефтегазодобывающих промыслах входят в применение и другие установки для кислотной обработки скважин. Краткие технические данные установок приведены в табл. 1.6.

Изготовителями установок являются следующие предприятия:

НПАК «Ранко» – УНЦ-12532К (УНЦ-12550К);

АО «Первомайскхиммаш» – АНЦ-32/50;

фирма «Синергия» – СИН-32.

Технические параметры установок (агрегатов) для кислотных обработок (идеальная), дм /с Диаметр трубопроводов, мм:

Габаритные размеры, мм 953025003750 95202500 Широкое распространение получили высокоэффективные мобильные установки с использованием стальной длинномерной безмуфтовой гибкой трубы, так называемой колтюбинговой техники.

Мобильная колтюбинговая установка монтируется на полуприцепе с тягачом (рис. 1.15). В ее состав входит: барабан с гибкой трубой, механизм подачи трубы (инжектор), направляющая дуга (гусак), кабина оператора с панелью управления, автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана, инжектора и органов управления поста оператора.

Технология проведения ремонтных работ с использованием гибких труб заключается в том, что с большого барабана сматываются длинномерные (до 5000 м) безмуфтовые гибкие трубы и опускаются в скважину через специальное выпрямительное устройство, монтируемое на устье. На устье скважины устанавливается специальный механизм, принудительно заталкивающий трубы в скважину при одновременном их распрямлении. Это существенно упрощает спуско-подъемные операции, заменяя их непрерывным наматыванием или разматыванием сплошной гибкой трубы.

Рис. 1.15. Схема установки с гибкими трубами для подземного ремонта скважин:

1 – циркуляционный переводник; 2 – гибкие трубы;

3 – колонная головка; 4 – дроссель; 5 – отводная линия;

6 – циркуляционный тройник с дросселем противодавления и задвижкой;

7 – четырехплашечный превентор; 8 – сальниковая коробка;

9 – индикатор веса;

10 – инжекторная головка для подачи и извлечения колонны гибких труб;

11 – выпрямляющее устройство; 12 – подъемный кран инжектора;

13 – барабан с гибкими трубами; 14 – кабина управления;

15 – энергетический блок При бурении колтюбингом наибольший эффект достигается в случае применения безмуфтовых гибких труб диаметром 44,5 мм и более. Трубы меньшего диаметра имеют более продолжительный срок службы, но большие потери давления по длине трубы и меньшую стойкость к крутящему моменту винтового забойного двигателя. В настоящее время широко применяются гибкие трубы диаметром 60,3 мм. Труба такого диаметра имеет оптимальные характеристики по расходу и потерям давления бурового раствора. Габариты барабана с трубой диаметром 60,3 мм не накладывают существенных ограничений на передвижение колтюбинговой установки.

Основными производителями и поставщиками колтюбинговой техники до недавнего времени были американские фирмы. В странах СНГ аналогичная техника производится группой российских и белорусских предприятий под руководством Белорусского Фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации (ФИД). Предприятиями ФИД разработано восемь модификаций колтюбинговых установок. ФИД использует трубы двух поставщиков:

ОАО «УралЛУКтрубмаш» и компании «Precision Tube Technology Inc.» (РТТ).

ОАО «УралЛУКтрубмаш» производит трубы диаметрами 33,5 и 38,1 мм, а также трубы диаметрами 60 и 73 мм. Компания РТТ поставляет колонны колтюбинговых труб диаметрами 44, 50, 60 и 73 мм.

Колонна гибких труб все больше используется для борьбы с парафиновыми, гидратными пробками. Известно их применение для спуска исследовательских приборов, установки газлифтных клапанов, т.е. в случаях, где необходим быстрый спуск приборов при герметизированном устье. Такие трубы могут спускаться через насосно-компрессорные трубы в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах без их подъема.

К преимуществам использования колонны гибких труб по сравнению с традиционной технологией относятся:

обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций;

возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

безопасность проведения спуско-подъемных операций;

значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;

сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования;

обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов;

соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ.

2. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И СРЕДСТВА

АВТОМАТИКИ

2.1. Основные виды и характеристики измерений Измерение – это нахождение значения физической величины опытным путем с помощью специальных технических средств. Качество измерений характеризуется точностью измерений.

По способу получения результатов измерения разделяют:

на прямые, при которых искомое значение физической величины находят непосредственно из данных опыта;

на косвенные, при которых искомую величину определяют на основании известной зависимости между этой величиной и величинами, подвергаемыми прямым измерениям;

на совокупные, при которых измеряют одновременно несколько одноименных физических величин, а искомую величину определяют решением системы уравнений, получаемых при прямых измерениях различных сочетаний этих величин;

на совместные, при которых проводят одновременно измерения двух или нескольких разноименных величин для нахождения зависимостей между ними.

Основные характеристики измерений:

1) принцип – физическое явление или совокупность явлений, положенных в основу измерений;

2) метод – совокупность приемов использования принципов и средств измерений;

3) погрешность – разность между полученными при измерении и истинным значениями измеряемой величины.

2.2. Общие сведения об измерительном приборе Действие всякого прибора основано на использовании известных зависимостей между физическими величинами: упругой деформации материалов от действующего усилия, применяемой для построения манометров, расходомеров и других приборов; механического воздействия электрического тока и магнитного поля, на котором основаны электроизмерительные приборы.

Измерительный прибор – средство измерений, предназначенное для преобразования измеряемой величины в сигнал измерительной информации в форме, доступной для непосредственного восприятия наблюдателем.

Контрольно-измерительными приборами называются устройства, предназначенные для измерения и контроля величин параметров технологических процессов и физико-химических характеристик продукции и окружающей среды.

При добыче нефти и газа оператору необходимо измерять и контролировать большое число параметров и показателей, таких как температура, давление, расход, состав и т.п.

По способу отсчета измеряемой величины приборы подразделены:

1) на показывающие, допускающие только отсчитывание показаний:

аналоговые – показания являются непрерывной функцией 2) на регистрирующие:

цифровые (печатающие) – предусмотрено печатание Конструкция любого прибора состоит из двух основных частей:

1) измерительный механизм – часть конструкции, состоящая из элементов, взаимодействие которых вызывает их взаимное перемещение;

2) отсчетное устройство – совокупность деталей прибора, с помощью которых определяют числовое значение измеряемой величины. Оно состоит из шкалы и указателя.

Шкала (рис. 2.1) – совокупность отметок, расположенных вдоль какойнибудь линии, соответствующих ряду последовательных значений величины.

Промежуток между осями или центрами двух смежных отметок называется делением шкалы. Цена деления – разность значений величин, соответствующих двум соседним отметкам шкалы. Шкала с постоянными делениями и постоянной ценой деления называется равномерной шкалой.

Показания прибора отсчитывают по взаимному расположению указателя и отметок шкалы.

В нефтяной и газовой отраслях также применяют глубинные приборы, которые позволяют измерять различные физические величины в точках, находящихся под земной поверхностью (в скважинах).

По способу получения измерительной информации глубинные приборы подразделены на две группы:

1) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины;

2) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю на поверхность.

При измерениях обычно получается значение измеряемой физической величины, отличающееся от ее истинного значения. Как правило, истинное значение неизвестно и вместо него используют действительное значение физической величины, которое находится экспериментально и настолько приближается к истинному значению, что для данной цели может быть использовано вместо него. Итак, истинное значение величины – действительное значение, полученное с наивысшей практически достижимой точностью.

Отклонение результата измерения от истинного значения измеряемой величины называется погрешностью измерения.

Различают абсолютную и относительную погрешности.

Абсолютная погрешность х – разность между результатом измерения X и истинным значением измеряемой величины Xист:

Абсолютная погрешность имеет размерность измеряемой величины.

Относительная погрешность x – отношение абсолютной погрешности к истинному значению измеряемой величины:

Величина относительной погрешности обычно выражается в процентах.

Качество результатов измерений удобно характеризовать именно такой погрешностью.

В зависимости от причин, вызывающих погрешность, различают:

систематическую погрешность. Это погрешности, которые при повторных измерениях в одних и тех же условиях проявляются одинаковым образом – значение меняется либо по определенному закону, либо остается постоянным. Систематические погрешности имеют определенное значение и знак, они могут быть устранены введением поправки. Поправкой называется значение величины, прибавляемое к полученному при измерении значению с целью исключения систематической погрешности;

случайную погрешность. Случайная погрешность – это такая, о появлении которой не может быть сделано точного предсказания. Чтобы выявить случайную погрешность, необходимо провести ряд повторных измерений одной и той же величины. Наибольшая разность между повторными показаниями измерительного прибора, соответствующая одному и тому же значению величины при ее увеличении и уменьшении, называется вариацией показаний;

промахи – грубые ошибки, искажающие результат.

2.4. Метрологическая характеристика средств измерений Метрология – это наука об измерениях и методах достижения повсеместного их единства и требуемой точности.

Погрешность. Все средства измерений обладают абсолютной и относительной погрешностью. За действительное значение измеренной величины принимается значение образцовых мер (например, метр как основная единица длины – это платино-иридиевый эталон (стержень), хранящийся в Париже). В настоящее время метр – это длина пути, проходимого светом в вакууме за 1/299 792 458 долю секунды) или показания образцовых приборов при поверке рабочих приборов. Для многих приборов нормируется приведенная погрешность, т.е. отношение абсолютной погрешности к верхнему пределу измерения прибора или к диапазону измерения. Диапазон измерений – область значений измеряемой величины. Наибольшее и наименьшее значения диапазона измерений характеризуют соответственно верхний и нижний пределы измерения.

Чувствительность. Чувствительностью называется свойство прибора, характеризующее его способность реагировать на изменение измеряемой величины. Оценивается чувствительность отношением перемещения n указателя прибора к изменению значения измеряемой величины X, вызвавшему это перемещение:

Способность прибора реагировать на изменения измеряемой величины в отдельных случаях характеризуется порогом чувствительности, который оценивается наименьшим значением измеряемой величины, способным вызвать изменение показаний, обнаруживаемое при нормальном для данного прибора способе отсчета (нормальной работоспособности прибора, устройства и т.п.).

Основная и дополнительные погрешности. Погрешность прибора определяется в процессе его поверки при конкретных внешних условиях (давление, температура окружающей среды, влажность воздуха и т.д.). Во время эксплуатации прибора из-за внешних условий может произойти увеличение погрешности. Поэтому определяют нормальные условия использования прибора, при которых величины, влияющие на показания, не превышают определенных значений. Нормальные условия работы для большинства приборов: температура окружающей среды +200С и давление воздуха 0,1 МПа при нормальной влажности.

Погрешность, свойственная прибору, находящемуся в нормальных условиях, называют основной погрешностью. Предел допускаемой основной погрешности – это наибольшая погрешность (абсолютная, относительная, приведенная), при которой данный прибор может быть допущен к применению.

Эта величина устанавливается стандартом или техническими условиями.

Изменение показаний прибора под действием влияющей величины за пределы, установленные для нормальных условий применения, называют дополнительной погрешностью прибора.

Класс точности приборов – обобщенная характеристика средств измерений, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей.

Если допускаемая погрешность измерительного прибора выражается значением относительной или приведенной погрешности, то класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности. Следовательно, если манометр имеет класс точности 0,5, то его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Это означает, что абсолютная погрешность прибора, имеющего предел измерения, допустим, 30 МПа, не должна превышать 0,15 МПа.

Классы точности приборов устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерения.

Давление – величина, характеризующая нормально распределенную силу, действующую со стороны одного тела на единицу поверхности другого. Давление жидкости или газа характеризует внутреннюю энергию этих сред.

Некоторые единицы измерения давления приведены в табл. 2.1.

В системе СИ давление выражается в паскалях (Па). Часто применяемые кратные единицы – килопаскаль (кПа) и мегапаскаль (МПа):

На практике часто применяются следующие единицы измерения:

килограмм-сила на сантиметр квадратный (кгс/см2) или техническая атмосфера:

1 Па = 1,01971610–5 кгс/см2, 1 МПа = 10,19716 кгс/см2;

миллиметры ртутного и водяного столба (мм рт. ст., мм вод. ст.):

1 мм вод. ст. = 1 кгс/м2 = 9,80665 Па = 0,073556 мм рт. ст.

Различают абсолютное (полное) Р, избыточное Ри и вакуумметрическое Рв давления, между которыми существует следующая зависимость:

где Рат – атмосферное давление.

Приборы для измерения избыточного давления называются манометрами;

для измерения абсолютного давления – манометрами абсолютного давления; для измерения давления разряжения (вакуума) – вакуумметрами; для измерения избыточного давления и вакуума – мановакуумметрами; для измерения разности давления (перепада) – дифференциальными манометрами (дифманометры).

Атмосферное давления определяют с помощью барометров, внутренняя полость которого находится под разряжением.

По принципу действия приборы для измерения давления подразделяются на следующие виды:

1) жидкостные, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости;

2) деформационные (пружинные, сильфонные, мембранные и др.), в которых измеряемое давление уравновешивается силой, возникающей при упругой деформации чувствительного элемента (мембраны, пружины, сильфоны и т.п.);

3) электрические, преобразующие деформацию чувствительного элемента в электрический сигнал;

4) поршневые, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением, создаваемым силой (грузом, противодавлением);

5) ионизационные;

7) комбинированные приборы, в которых применен смешанный принцип действия.

Наиболее распространены различные типы деформационных приборов.

По назначению приборы разделяются на рабочие (технические), контрольные и образцовые.

2.5.1. Деформационные манометры и дифманометры В деформационных приборах используется зависимость деформации чувствительного элемента от измеряемого давления. Большинство деформационных манометров содержат упругие чувствительные элементы, которые осуществляют преобразование давления в пропорциональное перемещение отсчетного механизма. Наиболее распространены следующие упругие чувствительные элементы: трубчатая пружина, сильфоны, плоские и гофрированные мембраны, мембранные коробки.

Пружинные манометры на промысле используют для измерения давления от 0,05 до 200 МПа. Выпускаются показывающие и самопищущие манометры с одновитковой и многовитковой трубчатой пружиной.

Наиболее распространены показывающие манометры с одновитковой трубчатой пружиной, представляющей собой согнутую по кругу трубку (рис. 2.2). Действие их основано на использовании зависимости между упругой деформацией одновитковой трубчатой пружины и внутренним давлением. Один конец трубки (одновитковой пружины) соединен со штуцером 6, служащим для подвода давления, а второй закрыт заглушкой и запаян.

Рис. 2.2. Трубчато-пружинный показывающий манометр:

1 – одновитковая трубчатая пружина; 2 – тяга; 3 – зубчатый сектор;

4 – зубчатое колесо (трибка); 5 – стрелка; 6 – штуцер (ниппель) При подводе давления во внутреннюю полость пружины сечение трубки деформируется, стремясь приобрести наиболее устойчивую форму окружности.

При этом свободный конец трубки переместится пропорционально измеренному давлению и посредством тяги 2 повернет зубчатый сектор 3 на определенный угол. В результате зубчатое колесо 4 и стрелка 5 также повернутся. Поворот показывающей стрелки отсчитывается по круговой шкале с углом охвата 2700.

Показывающие манометры типа МТ и МТП (табл. 2.2) предназначены для измерения избыточного давления неагрессивных жидкостей и газов, а также кислорода, ацетилена и водорода. Эти приборы имеют различные исполнения, которые обеспечивают их установку на разных объектах. Манометры без фланца используют для монтажа непосредственно на месте «отбора» давления, а манометры с фланцем – для щитового монтажа.

Техническая характеристика показывающих манометров Верхний предел измерения давления, МПа от 0,16 до 40 от 0,1 до Температура окружающей среды, С от –60 до +60 от –60 до + Для определения давления ядовитых газов служат приборы, корпуса которых окрашены в разные цвета, а шкалы снабжены соответствующими надписями. Например, кислородные манометры (К) окрашены в голубой цвет, водородные (В) – в зеленый, ацетиленовые (Ац) – в белый.

Манометры технические имеют погрешность от 1 до 6% от максимального показания шкалы. Работают они в условиях тряски, вибрации, при температуре окружающей среды от –50 до +600С. Класс точности таких приборов 1,5; 2,5; 4.

На шкалах рабочих и контрольных манометров нанесены деления в Па или кгс/см2. Шкалы образцовых манометров разделены на 100 или 300 делений.

Пружинные вакуумметры типа ВТП имеют предел измерений от 0,06 до 0,1 МПа, мановакуумметры МВТП – верхний предел измерения по избыточному давлению от 0,1 до 2,4 МПа.

Самопишущий манометр с многовитковой трубчатой пружиной.

Чувствительным элементом самопишущих манометров обычно служит многовитковая трубчатая пружина (геликс), представляющая собой трубку овального сечения, навитую по винтовой линии.

Схема самопишущего манометра представлена на рис. 2.3. Давление через капилляр 1 передается во внутреннюю полость геликса 2, в результате чего пружина раскручивается и поворачивает ось 3 на угол, пропорциональный измеренному давлению. Поворот оси через рычаг 4 и каретку 5 с тягой передается оси 10, на которой укреплен мостик 11 с пишущим пером 8. Запись показаний осуществляется чернилами на дисковой диаграмме 7, вращаемой с помощью часового механизма или синхронного электродвигателя. Размах пера регулируется винтом 6, перемещающим каретку 5 по рычагу 4.

1 – капилляр; 2 – геликс; 3, 10 – ось; 4 – рычаг; 5 – каретка; 6 – винт;

7 – дисковая диаграмма; 8 – перо; 9 – тяга; 10 – ось; 11 – мостик Промышленность выпускает манометры трубчатые самопишущие типа МТС класса точности 1 с верхними пределами измерений от 0,06 до 160 МПа, вакуумметры ВТС и мановакуумметры МВТС с верхними пределами измерений от 0,06 до 2,4 МПа.

Самопишущие приборы имеют несколько исполнений: однозаписные (МТС, ВТС, МВТС) и двухзаписные (МТС2, ВТС2, МВТС2), а также с приводом диаграммы от часового механизма с восьмисуточным заводом (712) или от синхронного электродвигателя переменного тока напряжением 220 и 240 В (711).

Время отбора одной диаграммы с приводом от электродвигателя составляет 8 и 24 ч, с приводом от часового механизма – 12 и 24 ч.

Электроконтактные приборы предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления, а также для управления внешними электрическими цепями путем включения и выключения контактов в схемах, сигнализации о превышении (уменьшении) заданных давлений, автоматики и блокировки технологических процессов. На промысле их используют для измерения давления от 0,05 до 200 МПа. Выпускают электроконтактные манометры типа ЭКМ, вакуумметры типа ЭКВ, мановакуумметры типа ЭКМВ.

Класс точности этих приборов 1,5; диаметр корпуса 160 мм.

На шкале показаний давления в полости перемещения показывающей стрелки имеются два передвижных контакта. К контактам и стрелке подведен электрический ток. В электрическую схему вне манометра включено устройство светового или звукового предупреждения. В схему может быть включено и реле для управления задвижкой или краном с электроприводом. Когда показывающая давление стрелка не касается контактов, цепь разорвана. Если давление достигает заданного предельного значения, стрелка манометра сомкнется с контактом, цепь замкнется и включится либо сигнал, либо привод задвижки. В первом случае оператор должен соответствующим образом отрегулировать давление, во втором это произойдет автоматически.

Приборы с чувствительным элементом в виде сильфона применяют для измерения сравнительно небольших давлений и разряжений. Выпускают показывающие и самопишущие приборы следующих типов:

манометры МСП и МВС;

мановакуумметры МВСС;

вакуумметры ВСП и ВСС;

дифманометры ДСП и ДСС.

У сильфонных дифманометров в качестве чувствительного элемента используется сильфонный блок (рис. 2.4).

1, 3 – сильфоны; 2 – кремнийорганическая жидкость; 4 – шток;

5 – пружина; 6 – неподвижный стакан; 7 – рычаг; 8 – торсион;

9 – резиновые кольца; 10 – гофра Под действием разности давлений сильфон 1, находящийся в плюсовой камере дифманометра, сжимается и кремнийорганическая жидкость 2, заполняющая внутреннюю полость сильфона 1, частично вытесняется во внутреннюю полость сильфона 3, находящегося в минусовой камере дифманометра. При этом перемещается шток 4, жестко соединенный с дном сильфона 3. Работающие на растяжение пружины 5 одним концом прикреплены к неподвижному стакану 6, а другим – к концу штока 4. Со штоком 4 соединен конец рычага 7, который с помощью торсиона 8, отделяющего внутреннюю полость дифманометра от атмосферы, поворачивает ось, связанную с записывающим или показывающим устройством. Резиновые кольца 9 служат для ограничения хода штока 4 при односторонних перегрузках. Первые три гофры представляют собой термокомпенсатор, воспринимающий изменение внутреннего объема жидкости 2 при изменении температуры прибора.

Манометры мембранные типа ММ (рис. 2.5) применяют для измерения давления сред, содержащих агрессивные компоненты. В качестве чувствительного элемента в них используется упругая мембрана, которая также выполняет функцию разделителя.

1 – нижний фланец; 2 – верхний фланец; 3 – мембрана; 4 – стойка В нижний фланец 1 ввинчен штуцер, которым манометр подключают к источнику давления. Между фланцами 2 и 1 закреплена мембрана 3.

Передаточный механизм прибора со стрелкой собран в корпусе. Давление, действующее снизу, вызывает прогиб мембраны вверх, перемещение стойки 4 и всех элементов передаточного механизма, аналогичного по устройству с одновитковым пружинным манометром.

На нефтегазодобывающих промыслах применяют электрические, пневматические и гидравлические приборы, которые различаются по виду энергии, используемой для формирования сигнала. Измерительные устройства приборов состоят из первичных преобразователей (датчиков) и вторичных измерительных приборов. В датчиках измеряемая величина преобразуется в электрический, пневматический или гидравлический сигнал. Во вторичном измерительном приборе поступивший от датчика сигнал преобразуется обычно в механическое перемещение указателя или пишущего пера. В приборах без вспомогательной энергии действие контролируемой среды сразу преобразовывается в перемещение стрелки или механическое перемещение пишущего пера.

Преобразователи с электрическим выходным сигналом. Наиболее широко применяются:

мембранные дифманометры типа ДМ;

малогабаритные манометры типа МПЭ;

малогабаритные дифманометры типов ДМЭ (мембранный) и ДСЭ (сильфонный);

преобразователи типа Сапфир.

Они предназначены для измерения избыточного давления и разности давлений неагрессивных жидкостей и газов, расхода по переменному перепаду давления на сужающемся устройстве, а также уровня жидкости и преобразования измеряемых параметров в унифицированный электрический токовый выходной сигнал.

Преобразователи имеют стандартные выходные сигналы: 05; 020 или 420 мА постоянного тока.

Дифманометр типа ДМ (рис. 2.6) – бесшкальный прибор, преобразующий разность давлений в электрическую величину, измеряемую вторичным прибором.

Чувствительным элементом этого прибора является блок, состоящий из двух мембранных коробок 1. Внутренние полости коробок, сообщающиеся между собой, заполнены дистиллированной водой. Центр верхней мембраны через стержень 2 связан с плунжером 3, который может перемещаться внутри индукционных катушек 4. Давление в камеры прибора передается по импульсным трубкам 5, имеющим запорные вентили 6. Под воздействием разности давлений в нижней и верхней камерах нижняя коробка сжимается, жидкость из нее перетекает в верхнюю, вызывая перемещение сердечника. Измеряемая разность давлений уравновешивается силами упругой деформации коробок.

Дифманометры ДМ имеют в соответствии со стандартным рядом верхний предел измерения от 1,6 кПа до 0,63 МПа при статическом давлении 6,3; 25 и 63 МПа, класс точности дифманометров 1; 1,5.

1 – мембранные коробки; 2 – стержень; 3 – плунжер;

4 – индукционные катушки; 5 – импульсные трубки; 6 – запорные вентили Преобразователи типа Сапфир. Для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами промышленность выпускает измерительные преобразователи типа Сапфир, предназначенные для непрерывного преобразования абсолютного (ДА) и избыточного (ДИ) давления, разряжения (ДВ), перепада давлений (ДД) нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал.

В качестве чувствительного элемента в них использована металлическая мембрана с монокристаллической пластинкой из сапфира. Мембрана преобразует силовое воздействие давления в электрический сигнал.

Прибор Сапфир относится к электрическим приборам измерения давления с тензопреобразователями. Выпускают две основные модификации преобразователя:

Спафир-22 – для работы в обычных условиях;

Сапфир-22-Ех с блоком питания БПС-24 – для работы во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

Основным достоинством преобразователей Сапфир-22 является использование небольших деформаций чувствительных элементов, что повышает их надежность и стабильность характеристик, а также обеспечивает виброустойчивость преобразователей.

Температура – величина, характеризующая степень нагрева тела.

На практике для измерения температуры пользуются шкалой Цельсия, в которой за основу приняты две точки: температура таяния льда и температура кипения воды при нормальном давлении. Также пользуются термодинамической шкалой, где за единицу измерения абсолютной температуры принят один градус шкалы Кельвина (1 К). Формулы перехода:

где tK – температура тела в градусах шкалы Кельвина.

За рубежом кроме стоградусной шкалы Цельсия часто пользуются шкалой Фаренгейта. Формула перехода:

где tF – температура тела, определенная по шкале Фаренгейта;

tС – температура тела в градусах Цельсия.

Приборы для измерения температуры делят на две группы:

1) термометры – для определения температуры тел контактным способом;

2) пирометры, действие которых основано на использовании теплового электромагнитного излучения нагретых тел, т.е. на бесконтактном способе.

По принципу действия различают следующие термометры:

термометры расширения (стеклянные и дилатометрические), основанные на использовании свойства вещества изменять свой объем при изменении температуры;

манометрические термометры, в которых использован эффект изменения давления вещества в замкнутом сосуде при изменении температуры;

термометры сопротивления, в основу которых положено свойство вещества изменять электрическое сопротивление при изменении температуры;

термоэлектродвижущей силы термопары от температуры.

Термометры стеклянные жидкостные изготавливают из стекла, в качестве заполнителя применяют спирт, ртуть, толуол, эфир и др.

Принцип действия стеклянных жидкостных термометров основан на расширении термометрической жидкости, заключенной в термометре, в зависимости от температуры.

Жидкостные стеклянные термометры применяют для измерения температур от 100 до +6500С. Наибольшее распространение получили ртутные стеклянные термометры (диапазон измерения от –38 до +5000С).

В зависимости от формы нижней части термометры расширения разделяются на прямые (тип А) и угловые (тип Б) с углом изгиба 90 или (рис. 2.7).

а – прямой; б – угловой; в – электроконтактный К достоинствам стеклянных жидкостных термометров относятся высокая точность измерения, простота и дешевизна. Недостатками стеклянных термометров являются относительно плохая видимость шкалы, практическая невозможность передачи показаний на расстояние и невозможность ремонта термометров.

Для определения температуры в скважинах используют ртутный термометр ТП-25 с пределами измерения от 20 до 2200С (исполнение 1) и от 50 до 2500С (исполнение 2). Цена деления составляет 10С.

Электроконтактный стеклянный термометр ТЭК (рис. 2.7в) – разновидность ртутного стеклянного термометра. Выпускается для поддержания постоянной температуры или сигнализации заданной температуры в интервале от –30 до +3000С. В этом термометре введены контакты электросхемы. Один контакт впаян в нижней части капилляра и всегда соприкасается с ртутью, другие – на уровнях тех значений температуры, о достижении которых требуется сигнализировать, исходя из условий данного технологического процесса. При изменении температуры столбик ртути, поднимаясь или опускаясь, замыкает контакты, посылая электрический сигнал о заданной предельной температуре.

Для удобства монтажа и предохранения от повреждений стеклянные термометры помещают в металлическую оправу.

Принцип действия основан на зависимости давления термометрического вещества в герметически замкнутом объеме от температуры.

Манометрические термометры состоят из термобаллона и манометрической пружины, соединенных капилляром (рис. 2.8).

1 – термобаллон; 2 – пружина; 3 – стрелка; 4 – шкала; 5 – ведущий поводок;

6 – трибка; 7 – биметаллическая скоба; 8 – тяга; 9 – сектор;

10 – трибодержатель; 11 – капилляр Термобаллон 1 заполнен жидкостью или газом. Термобаллон термометра погружается в измеряемую среду, и рабочее вещество, находящееся в термобаллоне, принимает температуру измеряемой среды. При этом давление внутри термобаллона соответственно изменяется и передается по капилляру пружине 2, один конец которой впаян в держатель 10. При повышении температуры давление повышается, при уменьшении температуры – понижается.

С лицевой стороны к держателю крепится трибосекторный механизм (трибка 6, сектор 9). На оси трибки насажена стрелка 3 для отсчета показаний по шкале 4.

Сектор 9 через тягу 8 соединен со свободным концом пружины.

В зависимости от вида рабочего вещества, заполняющего термосистему, манометрические термометры делят:

1) на жидкостные (пропиловый спирт или метаксилол);

2) на газовые (азот);

3) на конденсационные (жидкости, кипящие при низких температурах, – ацетон, этилбензол, пропилен и фреон).

Пределы измерения термометров:

для газовых – от –200 до +6000С;

для жидкостных – от –150 до +3000С;

для конденсационных – от –50 до +3000С.

Выпускают манометрические термометры:

показывающие ТГП (газовые), ТЖП (жидкостные) и ТКП (конденсационные). Габаритные размеры показывающего прибора – 10048 мм;

показывающие сигнализирующие ТГП-Эк, ТЖП-Эк, ТКП-Эк.

Габаритные размеры – 100105 мм;

самопищущие ТГС, ТЖС, ТКС с приводом диаграммы от часового механизма (712) или синхронного электродвигателя (711);

самопишущие с пневматическим регулирующим устройством ТГ-711Р, ТГ-712Р, ТЖ-711Р, ТЖ-712Р (для автоматического регулирования температуры газов и жидкостей). Расстояние передачи пневматических сигналов – до 300 м.

Для непрерывного преобразования температуры жидкостей и газов в пневматические сигналы дистанционной передачи выпускаются измерительные манометрические преобразователи 13ТД73, имеющие длину соединительного капилляра от 1,6 до 4 м.

Манометрические термометры отличаются простотой устройства, возможностью дистанционной передачи показаний и автоматической записи.

Одним из важных преимуществ является возможность их использования в пожаро- и взрывоопасных помещениях. К недостаткам относятся: трудность ремонта при разгерметизации системы, ограниченное расстояние дистанционной передачи показаний и во многих случаях большие размеры термобаллона.

Газовые и жидкостные манометрические термометры имеют класс точности 1; 1, и 2,5, конденсационный – 1,5; 2,5 и 4.

2.7. Приборы для измерения расхода жидкости и газа В нефтегазодобывающей отрасли без измерения расходных (или количественных) параметров технологических процессов невозможно управление практически ни одним процессом, будь то бурение или цементирование скважины, добыча или транспортировка нефти и газа, нагнетание воды в системах поддержания пластового давления.

Расход жидкости или газа – это количество вещества, проходящее в единицу времени через поперечное сечение трубопровода.

Единицы измерения расхода:

объемный расход – м3/с;

массовый расход – кг/с.

В нефтегазодобыче производительность (дебит) добывающих скважин оценивается в м3/сут или т/сут, а газовых скважин – в м3/сут.

Для измерения расходов и количества вещества применяют:

расходомеры, обеспечивающие мгновенное измерение расхода, т. е.

расхода в данный момент времени;

счетчики, обеспечивающие измерение количества вещества, прошедшего по трубопроводу за весь период измерения.

По принципу действия расходомеры делятся на следующие разновидности:

1) диафрагменные расходомеры переменного перепада давления, действие их основано на зависимости перепада давления, создаваемого сужающим устройством, от расхода вещества;

2) расходомеры обтекания, в которых чувствительным элементом служит какое-либо тело (поплавок, шарик, поршень), под действием напора потока поплавок перемещается на величину, зависящую от расхода;

3) тахометрические расходомеры, в которых поток вращает крыльчатку или турбину, при этом скорость вращения служит мерой расхода;

4) электромагнитные расходомеры, преобразующие скорость движущейся в магнитном поле проводящей жидкости в ЭДС;

5) ультразвуковые расходомеры, основанные на эффекте увлечения звуковых колебаний движущейся средой;

6) вихревые расходомеры, основанные на зависимости расхода от частоты колебаний давления (или скорости), возникающих в потоке в процессе искусственного вихреобразования с помощью тела обтекания, помещенного в поток;

7) инерционные расходомеры, основанные на инерционном воздействии массы движущейся с линейным или угловым ускорением жидкости на чувствительные элементы расходомера;

8) тепловые расходомеры, основанные на эффекте переноса тепла;

9) оптические расходомеры, основанные на эффекте увлечения света движущейся средой или рассеяния света движущимися частицами;

10) меточные, основанные на измерении скорости или состояния метки при прохождении ее между двумя фиксированными сечениями потока.

Наибольшее распространение получили первые шесть видов расходомеров.

2.7.1. Расходомеры переменного перепада давления Расходомеры переменного перепада давления получили наибольшее распространение в промышленности. Расходомеры состоят из сужающего устройства, устанавливаемого в трубопроводе для создания перепада давления до и после него, дифманометра, градированного в единицах расхода, и соединительных трубок, передающих давление от сужающего устройства к дифманометру.

Эти расходомеры пригодны для измерения расхода любых однофазных сред в трубках любого диаметра и практически при любом давлении и температуре.

Погрешность измерений изменяется от 1,5 до 3%.

Наиболее распространены нормальные диафрагмы и сопла (в т.ч. сопло Вентури) (рис. 2.9).

а – камерная диафрагма; б – бескамерная диафрагма;

в – сопло; г – сопло Вентури Нормальные (стандартные) диафрагмы применяют на трубопроводах диаметром не менее 50 мм. Стандартные сопла устанавливаются на трубопроводах при измерении расхода газа диаметром не менее 50 мм и при измерении расхода жидкости на трубопроводах диаметром не менее 30 мм.

Минимальный диаметр трубопровода для сопла Вентури составляет 65 мм.

Действие тахометрических (скоростных) расходомеров основано на зависимости между расходом вещества и скоростью движения чувствительного элемента, расположенного в трубопроводе. По виду чувствительного элемента различают турбинные и шариковые расходомеры жидкости и газа.

Тахометрические приборы измеряют объемные расходы. При необходимости измерения массовых расходов они должны снабжаться плотномерами и вычислительным устройством.

Тахометрические преобразователи расхода могут использоваться как в счетчиках количества, так и в расходомерах. В счетчиках преобразователь расхода связан со счетным механизмом. В расходомерах имеется электрический тахометрический преобразователь частоты вращения чувствительного элемента в электрический сигнал, измеряемый затем показывающим прибором.

Турбинные расходомеры применяются для измерения расхода различных жидкостей, за исключением очень вязких и загрязненных. Для измерения расхода газа турбинные расходомеры применяются редко. Это связано с тем, что из-за малой плотности газа достаточно большой вращающий момент получается только при больших расходах. Кроме того, в газовой среде ускоряется износ подшипников.

Чувствительный элемент таких расходомеров выполняется в виде крыльчатки или турбинки, приводимой во вращение набегающим потоком жидкости.

Достоинство турбинных расходомеров:

1) возможность измерения расходов в широком диапазоне (510-92 м3/с) на трубопроводах диаметром от 4 до 750 мм при давлениях до 250 МПа и температурах от –240 до + 7000С;

2) малая инерционность.

Недостатки:

1) влияние вязкости контролируемой среды;

2) износ опор (нельзя измерять расход сред, содержащих взвешенные абразивные частицы).

На промыслах применяются турбинные расходомеры типа НОРД, счетчики МИГ, счетчик-расходомер ТОР, счетчик газа АГАТ и др.

Турбинный счетчик-расходомер ТОР применяется для контроля дебита скважин по жидкости в индивидуальных и групповых замерных установках (рис. 2.10).

Счетчики-расходомеры ТОР обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на блок местной автоматики. ТОР состоит из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.

Жидкость, попадая в расходомер через входной патрубок 1 и обтекатель 2, приводит во вращение лопатки крыльчатки 3. Вращательное движение крыльчатки через собранный на основании 6 понижающий редуктор 5 и магнитную муфту 7 передается на механизм 9 местного отсчета. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости.

Жидкость, пройдя крыльчатку, отражается экраном 4 (при этом направление движения жидкости резко меняется на 1800) и поступает в выходной патрубок 12.

Корректировка показаний прибора при поверке осуществляется корректором 11, управление которым вынесено наружу счетчика-расходомера. Дистанционная передача осуществляется электромагнитным или индукционным преобразователем.

1 – входной патрубок; 2 – обтекатель; 3 – крыльчатка; 4 – экран;

5 – редуктор; 6 – основание для редуктора; 7 – магнитная муфта;

8 – электромагнитный датчик; 9 – механизм отсчета; 10 – диск;

11 – корректор; 12 – выходной патрубок Турбинные счетчики выпускаются на пропускную способность от 3 до 30 м /ч. Относительная погрешность составляет ±2,5 % при расходе от 5 до 30 м3/ч, а при расходах от 3 до 5 м3/ч – ±5 %. Рабочее давление – 6,4 МПа. Блок питания установки подключается к переменному току напряжением 220 В частотой 50 Гц.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР и показаниями датчика влагомера.

Нефтегазодобывающее предприятие – это сложный комплекс технологических объектов. Отличительными особенностями нефтегазодобывающего предприятия являются:

большая рассредоточенность объектов на площадях;

непрерывность технологических процессов;

однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

связь всех технологических объектов;

низкая информативность о процессах, протекающих в пласте и скважинах;

большая инерционность протекающих в пласте процессов;

непостоянство объема добычи нефти, газа, воды, мехпримесей из скважин;

сложность строения месторождений.

Задачей автоматизации является автоматическая защита от аварийных режимов и обеспечение средствами контроля технологического режима и состояния оборудования. Независимо от способов добычи все скважины оснащаются средствами местного контроля давления на буфере или на выкидной линии и при необходимости в затрубном пространстве.

Система телемеханики предназначена для оперативного контроля и управления удаленными технологическими объектами нефтяного и газового промысла. На диспетчерский пункт системой телемеханики должна регулярно передаваться информация от всех технологических объектов производства.

Главной задачей диспетчерской службы является организация работы всех служб и подразделений предприятия, направленной на выполнение планов добычи нефти и газа, закачки воды в пласт, бурения скважин, капитального и текущего ремонта скважин, организационно-технических мероприятий.

Российские программно-технические комплексы (ПТК):

ПТК «Сириус» и SCADA – пакет «Сириус-QNX» – основные разработки российской фирмы ВИРА Реалтайм. ПТК «Сириус» предназначен для оперативно-диспетчерского контроля и управления территориально распределенными технологическими процессами. С помощью ПТК «Сириус»

можно создавать и небольшие автономные системы управления, и мощные разветвленные системы телемеханики;

комплекс Decont фирмы ДЭП является многофункциональным изделием и предназначен для создания на его базе разнообразных систем телемеханики, автоматизированных систем управления технологическими процессами, локальной автоматики и регулирования;

контроллеры серии ЭК-2000 фирмы ЭМИКОН предназначены для использования в автоматизированных системах управления технологическими процессами, в которых предъявляются повышенные требования к надежности и защите систем управления от воздействия пыли, брызг, агрессивных сред, к работоспособности в широком диапазоне температур и при воздействии вибрации;

ПТК «КРУГ-2000», созданный научно-производственной фирмой КРУГ, предназначен для создания автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов с сосредоточенными и распределенными параметрами;

фирма ТЕКОН производит программируемые логические контроллеры МФК, ТКМ51, ТКМ52, ТКМ21 различной мощности и комплектные шкафы автоматики.

В технологическом процессе добычи нефти и газа скважина является основным объектом автоматизации контроля. Задача автоматизации при всех способах эксплуатации состоит в обеспечении бесперебойной работы скважинного оборудования и защите его от повреждения в аварийных ситуациях.

Для контроля давления на буфере, в затрубном пространстве и на выкидной линии устанавливают показывающие манометры. На выкидных линиях скважин, кроме того, монтируют автоматические клапаны (отсекатели), служащие для перекрытия трубопровода в случае его порыва или образования пробок.

Разработаны и применяются конструкции подземных отсекающих клапанов, устанавливаемых в подъемных трубах фонтанных скважин.

В зависимости от способа эксплуатации скважин применяют различные схемы автоматизации их работы.

В газлифтных скважинах контроль устьевого давления и расхода нагнетаемого газа осуществляется с помощью соответствующих преобразователей, сигнал от которых поступает на вычислительное устройство.

Расход газа регулируется с помощью специального клапана типа ВРЭ в зависимости от давления на устье. При периодической работе скважин подача газа в каждую скважину осуществляется по программе. Для этого на газоподводящей линии устанавливают пусковой клапан, открываемый с помощью электропневматического клапана, включенного в электроцепь программного реле времени.

Работой скважин, оборудованных глубинными насосами, управляют с помощью специальных станций, основное назначение которых состоит в остановке и пуске электродвигателей станка-качалки или центробежного насоса.

Станция управления скважин, оборудованных ШСН, предусматривает выполнение следующих операций:

автоматическое отключение электродвигателя при аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломка редуктора, короткое замыкание, обрыв фаз и др.);

автоматическое включение электродвигателя после перерывов в электроснабжении;

запуск и остановка электродвигателя по заданной программе при периодической эксплуатации скважин;

ручной пуск и остановка электродвигателей;

отключение электродвигателя при повышении давления в выкидной линии, вызванное ее запарафиниванием или неисправностями на групповой замерной установке.

Для диагностики состояния скважинного оборудования используют ваттметрограмму, характеризующую потребляемую электродвигателем мощность в функции хода штока станка-качалки. По ней можно определить не только наличие, но и вид неисправности насоса (поломка клапанов, место обрыва штанг и др). Отключение электродвигателя при повышении давления в выкидной линии осуществляется по сигналу от электроконтактного манометра, установленного на устье.

Контроль за работой штанговых насосов проводят также с помощью телединамометрических частотных устройств или динамографов, предназначенных для измерения нагрузок, испытываемых штангами при работе станка-качалки.

Устройство телединамометрическое частотное состоит из датчиков угловых и линейных перемещений, монтируемых соответственно на оси балансира станкакачалки и на верхнем конце полированного штока, и приемнопреобразовательного блока, который либо устанавливают на автомашине, либо подключают к системам телемеханики (ТМ-600, ТМ-620 и др.). В этом блоке измеряются и запоминаются текущие значения выходных сигналов датчиков, определяющие координаты точек динамограммы, а на экране индикаторного устройства получается устойчивое изображение динамограммы в течение каждого цикла работы станка-качалки. В блоке предусмотрена также возможность цифровой регистрации информации на перфоленте.

Томское научно-производственное и внедренческое общество «СИАМ»

занимается разработкой, производством и внедрением приборов и систем для исследования и контроля работы добывающих нефтяных скважин. Оно также производит динамографы различных исполнений. Динамографы СИДДОС предназначены для комплексного контроля работы установки ШСН. Приборы обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа «НагрузкаПоложение» в рабочем состоянии и при выводе установки ШСН на режим, а также контроль утечек (тест клапанов) по методу «линии потерь».

Станция управления для скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), обеспечивает:

автоматическое отключение электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях;

пуск электродвигателя после перерыва в электроснабжении;

контроль изоляции силового кабеля и отключение электродвигателя при снижении сопротивления;

автоматическое отключение электродвигателя при значительных перегрузках и коротких замыканиях, а также при срыве подачи насоса и соответствующем уменьшении силы тока.

Управление работой погружного насоса осуществляется, кроме того, с помощью глубинного прибора, устанавливаемого на приеме насоса для дистанционного измерения давления в скважине, и температуры обмотки статора электродвигателя.

Измерительные сигналы от датчиков передаются по силовому кабелю. С уменьшением давления ниже допустимого или с повышением температуры обмотки статора выше допустимой по сигналу соответствующих датчиков электродвигатель отключается, что предохраняет его от повреждения. После восстановления давления (уровень в затрубном пространстве повысится) электродвигатель насоса автоматически запускается в работу. С помощью глубинного прибора можно также проводить гидродинамические исследования скважин, оборудованных ЭЦН.

Для контроля давления и температуры промышленностью выпускаются термоманометрическая система ТМС-3 и комплекс технических средств КТС УЭЦН.

Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя давления и температуры, монтируемого в нижней части погружного электродвигателя, и наземного прибора, включающего блок управления и устройство питания и распределения, соединенных между собой кабелем. Эта система обеспечивает отключение электродвигателя при достижении заданного забойного давления или максимальной температуры масла в нижней части двигателя, а также автоматический запуск установки после повышения забойного давления или уменьшения температуры масла. Наземный прибор имеет электрические выводы для раздельной регистрации изменения давления и температуры, а также световую сигнализацию.

Конструкция КТС УЭЦН принципиально не отличается от ТМС-3. Кроме указанных функций, КТС обеспечивает регистрацию забойного давления с погрешностью ±1,5 %. Скважинные преобразователи этих систем работают при давлениях до 25 МПа и температуре до 1050С.

2.8.2.1. Индивидуальные установки для измерения дебита Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИУС. Дебит скважины измеряется автоматически через определенные промежутки времени.

Установка состоит:

из вертикального сепаратора и измерительного устройства, расположенных в отапливаемом помещении;

из блока управления, выполненного в виде утепленного герметичного шкафа, в котором смонтирована электрическая аппаратура.

Принцип действия рассмотрим на примере установки БИУС-40- (рис. 2.11), пропускная способность которой не более 50 м3/сут при рабочем давлении до 4 МПа. К этой установке подключается одна скважина.

I – линия потока нефти и газа; II – линия электросвязи Продукция скважины через открытую задвижку 1 поступает в сепаратор 7, внутри которого смонтирован поплавок 12, соединенный системой рычагов с заслонкой 9 на газовой линии 11. Выделившийся после сепарации газ поступает в эту линию и затем через открытую заслонку – в рабочий коллектор 14, а жидкость скапливается в нижней части сепаратора. При повышении уровня жидкости до определенного значения поплавок через систему рычагов поворачивает заслонку 9 и перекрывает газовую линию. Давление внутри сепаратора начинает повышаться. После достижения заданного перепада давления между сепаратором 7 и выходным трубопроводом 2 открывается клапан регулятора давления 4 и жидкость под действием перепада давления сливается за короткий промежуток времени в рабочий коллектор. При этом она проходит через турбинный счетчикрасходомер 5, с помощью которого определяется объем жидкости, поступившей за данный отрезок времени в сепаратор.

Вследствие понижения уровня жидкости поплавок опустится и откроет заслонку 9, а клапан-регулятор 4 перекроет выходной трубопровод, так как давление в сепараторе понизится. Затем уровень жидкости снова повышается и через некоторое время процесс измерения снова повторится.

Дебит скважины по жидкости определяется автоматически в блоке управления или устанавливается путем непосредственного отсчета показаний счетчика и времени заполнения емкости.

На газовой линии смонтирована диафрагма 10 для измерения расхода газа и предохранительный клапан 8, открывающийся в случае превышения допустимого давления внутри сепаратора. До этого при повышении или понижении давления за установленные пределы в блок управления от электроконтактных манометров поступает аварийный сигнал и на его панели загорается одна из лампочек 16. При установке в блоке телемеханического устройства измерительная информация и аварийные сигналы передаются на диспетчерский пульт. Перегородка и сетка предназначены для защиты счетчика от инородных тел и парафина, поступающих с продукцией скважины. Они накапливаются в грязевом отсеке и периодически сбрасываются через задвижку 15 в рабочий коллектор. Установка снабжена также обогревателем 13 и вентилятором 17.

Для контроля дебитов малопродуктивных скважин разработаны установки БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100, БИУС-40-4-100, к которым могут подключаться, соответственно, 2, 3, 4 скважины. Пропускная способность этих установок не более 100 м3/сут при рабочем давлении до 4 МПа.

2.8.2.2. Автоматизированные групповые замерные установки В герметизированных системах сбора применяют автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) по замеру продукции скважин:

«Спутник-А», «Спутник-Б», «Спутник-В» и «Спутник-ВМР». Максимальное количество скважин, подключаемых к одной замерной установке, составляет от 14 до 24.

Установки марки «Спутник» предназначены для автоматического переключения скважин на замер, автоматического измерения дебита скважин, подключенных к установке, контроля работы скважин и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

«Спутник-А». Выпускается на рабочее давление 1,6, 2,5 и 4 МПа.

Максимальная производительность скважин по жидкости – 1500 и 400 м3/сут.

Кинематическая вязкость жидкости – не более 80 мм2/с.

«Спутник-А» состоит из следующих блоков:

1) блок переключения, который по заданной программе подключает очередную скважину к измерительному блоку;

2) измерительный блок, в котором измеряется дебит подключенной скважины. Он состоит из сепаратора и измерительного (замерного) устройства;

3) блок автоматики и управления, осуществляющий управление переключением скважин на замер продукции, учет работы измерительного устройства и автоматическую защиту групповой установки при аварийных режимах.

Схема измерения дебита скважин с помощью групповых установок «Спутник» принципиально не отличается от схемы измерения на индивидуальных установках типа БИУС. Функциональная схема установки «Спутник-А»

приведена на рис. 2.12.

Рис. 2.12. Функциональная схема АГЗУ «Спутник-А»:

1 – ПСМ (многоходовый переключатель); 2 – газовый клапан;

3 – регулятор газового клапана; 4 – поплавок; 5 – счетчик ТОР;

6 – регулятор расхода Поочередное переключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости.

Количество жидкости в продукции скважины, подключаемой на замер, измеряется с помощью турбинного расходомера типа ТОР, который входит в состав устройства для измерения дебита типа «Импульс».

Накопление жидкости в нижнем отсеке сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавковым регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок закрывает заслонку на газовой линии. Жидкость продавливается из сепаратора через расходомер. Когда поплавок достигнет нижнего уровня, открывается газовая линия, проталкивание жидкости прекращается.

Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости, прошедшие через расходомер, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке местной автоматики (БМА). Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения.

Турбинный расходомер (счетчик) одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей.

Разные модификации групповых установок имеют свое обозначение.

Например, «Спутник-А-16-14-400» расшифровывается следующим образом:

16 – рабочее давление, кгс/см2;

14 – максимальное число подключаемых скважин;

400 – максимальный дебит скважины по жидкости, м3/сут.

Недостатком установки «Спутник-А» является невысокая точность измерения при больших дебитах жидкости расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер пузырьков газа. Здесь отсутствует влагомер.

«Спутник-Б». Установка предназначена не только для измерения дебита жидкости, но и для определения содержания воды и газа в продукции скважин.

Конструкцией установки предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в поток продукции. Установка позволяет раздельно измерять дебиты обводненных и необводненных скважин.

После расходомера ТОР установлен влагомер нефти УВН, который непрерывно определяет (в процентах) содержание воды в потоке нефти.

Автоматически при помощи турбинного счетчика АГАТ, установленного на газовой линии, измеряется количество выделившегося из нефти газа.