Приборы и аппаратура для измерения расхода и дебита жидкости и газа



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Приборы и аппаратура для измерения расхода и дебита жидкости и газа



Дебит жидкости и расход закачиваемой воды измеряются как на поверхности, так и в стволе скважины.

Дебит жидкости скважин на поверхности измеряют на групповых автоматизированных замерных установках (АГЗУ) типа «Спутник».

По принципу измерения различают массоизмерительные и объемные установки. Промышленностью выпускаются следующие типы АГЗУ: АСМА, АСМА-Т, АСМА-СП-40-8-20, «Спутник» ГМН-40-8-500, «Спутник» АМ 64-14-10, «Спутник» АМ-40-8-400, «Спутник» АМК-40-8.

Для измерения расхода закачиваемой жидкости разработаны расходомеры с телом обтекания, электромагнитные и ультразвуковые.

На промыслах Тюменской области внедряется расходомер ультразвуковой с накладными излучателями «Акрон-01».

Расходомер обеспечивает измерение объемного расхода и суммарного объема (количества) жидкости в пределах диапазона расходов 10¸40 000 м3/час с погрешностью ±1,5%.

Глубинные скважинные дебитомеры и расходомеры делятся на автономные и дистанционные, основной принцип измерения которых – турбинно-тахометрический.

Глубинные расходомеры можно разделить на три группы.

1. Приборы большого диаметра с пакером и без пакера – РГД-3.

2. Беспакерные расходомеры для жидкости – РГД-4;

для газа – «Метан-1».


Таблица 14.2

Техническая характеристика электронных автономных манометров‑термометров

 

№ п/п Прибор (организация, производитель) Показатели
Предел измерения давления, МПа Допускаемая приведенная погрешность измерения давления, % Разрешающая способность по давлению, МПа Верхний предел температуры, 0С Точность измерения температуры, 0С Габариты, мм диаметр длина, не более
Микон-107 (ООО "Микон") 16; 25; 40; 60 0,25 0,001 +85 (+100)
ИМСП-11 (ОАО "ИМС") 40; 60; 100 0,1; 0,25 0,05 +150 0,1 32; 36; 38
АМТ-08 (ООО "НПП Грант") 16; 25; 40; 60; 100 0,25 0,003 +85 (+125) 0,25 (0,5) 32 (25)
МТГ-25 (ДООО "БашНИПИнефть") 6; 10; 16; 25; 40; 60; 80 0,1 0,002 +120 0,4 25 (28)
КСА-А2-36-80/60 (ОАО НПФ "Геофизика") 16; 25; 40; 60 0,1 0,01 +120 0,05
Kuster K8 EMR 25 (Kuster Company, США) До 100 0,024 0,0003 +150 0,15
PPS 25 Pioneer Petrotech Services, Канада До 140 0,02 0,0003 +177 0,01 19, 25, 32 229-279
САМТ-01 "СИАМ" 16; 25; 40; 60; 100 0,25 0,0025 -20 +35 0,01

3. Расходомеры с неуправляемым (зонтичные) и управляемым пакером.

Промышленностью выпускались следующие типы турбинно-тахометрических расходомеров-дебитомеров: ДГД-2, ДГД-8, РГД‑2М, РГД-36 (Кобра 36Р), РГТ-1.

Комплексные приборы

При исследовании скважин необходимо иметь в одно и то же время одновременную информацию о давлении, температуре, расходе или дебите, влагосодержании и составе жидкости и газа.

У нас и за рубежом разработаны различные конструкции комплексных приборов с дистанционной передачей сигнала на поверхность:

ВРГД-36 и Кобра 36РВ – расход и влажность;

ДРМТ-3 – давление и температура;

Поток-5 – давление, температура, расход и влажность;

АМТ-5«Фонтан» – давление, температура, дебит и влажность;

Глубина-1 – давление, температура и скорость для газовых скважин.

Приборы для измерения уровня в скважине (уровнемеры)

Для определения динамических и статических уровней в скважинах применяются звукометрические (акустические) методы, основанные на измерении времени прохождения звукового импульса до уровня и обратно. При изменении уровня в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод волнометрирования.

В таблице 14.3 приведены технические данные наиболее часто применяемых уровнемеров.

Таблица 14.3

 

Техническая характеристика уровнемеров

 

Показатели QUANTOR СУДОС- мини 2, СУДОС- автомат 2 MIKON "Омега"
Верхний предел измерения усилий, кгс
Контролируемый уровень жидкости, м 30 - 2000 20 - 3000 50 - 3000 50 - 3000
Контролируемое давление газа, ат 0 - 75 0 - 100 0 - 90 0 - 100
Выходная информация ПК типа "NoteBook" цифровая и графическая цифровая и графическая цифровая и графическая

Продолжение таблицы 14.3
Изображение информации ПК типа "NoteBook" графический дисплей мини-дисплей спец. дисплей
Запись результатов ПК типа "NoteBook" электронная память электронная память электр. память и мягкий диск
Обьем памяти ПК типа "NoteBook" 3008 символьных отчетов, 310 графиков 70 отчетов (0,5 Мбайт) 20 отчетов (1,5 Мбайт)
Исполнение портатив-ное портативное портативное портативное
Питание, В-Вт автономное и =12- авто автономное автономное и =12- авто 220 - 30 и =12- авто
Разработчик Фирма "QUANTOR" ТНПВ "Сиам", г.Томск ТОО "Марке-тинг- сервис", г.Н.Челны ВКБ РКК "Энергия", г.Самара

Глубинные пробоотборники

Для отбора глубинных проб жидкости и последующего анализа физико-химических свойств применяют пробоотборники двух типов.

1. Пробоотборники с проточной камерой. Во время спуска прибора поток жидкости свободно проходит через камеру. Для закрытия клапанов используется часовой механизм, манометрическое реле, стыковое реле: ПД-3М. ГП-53, ГП-55 и ГПЗ‑58.

2. Пробоотборники непроточного типа. Рабочая камера во время спуска закрыта, открытие и закрытие клапанов происходит за счет работы масляного реле – ВПП-300.

Оборудование для спуска приборов в скважину

Основные элементы оборудования для спуска в скважину глубинных автономных приборов – скребковая проволока, лебедка и лубрикатор. Лебедки для проволоки существуют с ручным приводом и специальные – с механическим.

Лебедки с механическим приводом, установленные на транспортном средстве, называются «Установками для исследования скважин», или «Станции для гидродинамических исследований». Промышленностью выпускались исследовательские станции с механическим приводом лебедки АзИНМАШ-8А, АзИНМАШ-8В, ЗУИС, отличающиеся монтажной базой, и станции ЛСГ1-66, ЛГТ1-Тр71, ЛСК-01 с гидравлическим приводом.

Для работы в труднодоступных районах разработаны и выпускаются «Станции для гидродинамических исследований повышенной проходимости»: МП321-С20, МП323-С22 Мытищинским приборостроительным заводом. МС-010 компанией «Маркетинг сервис» (г.Набережные Челны), СИАМ-Мастер ГДИС компанией «СИАМ» (г.Томск).

Кроме того, компания «СИАМ» для проведения исследований на устье скважин выпускает мобильные диагностические комплексы:

– СИАМ-Мастер 2ТИ для контроля работы скважин: проведения эхометрирования, динамометрирования, замера приемистости нагнетательных скважин.

– СИАМ-Мастер 2СИ для вибродиагностики ЭЦН, контроля энергопотребления и сбалансированности ШГНУ.

Оборудование для контроля и тарировки

Исследовательского оборудования

Для контроля и тарировки исследовательского оборудования компания «СИАМ» предлагает следующие стенды.

1. СКД-1 – стенд контроля гидравлических и электронных динамографов, оборудованных, как междутраверсными, так и накладными датчиками.

2. СКУ-1 – стенд контроля уровнемеров.

3. СГИ-1 – стенд гидравлических испытаний для опрессовки узлов электронных уровнемеров, работающих под избыточным давлением до 15 МПа, а также канала контроля давления.

4. СКМ-1 – стенд контроля глубинных манометров для проверки и калибровки механических и электронных глубинных манометров.

5. УПГП – устройство подвески приборов в НКТ (автоотцеп и ловитель).

 

 


ЛИТЕРАТУРА

 

1. Бузинов С.М., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. – М., Недра, 1964, 272с.

2. Бузинов С.М., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М., Недра. 1973, 246с.

3. Бузинов С.М., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М., Недра, 1984, 267с.

4. Требин Ф.А., Щербаков В.Г., Яковлев В.П. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М., Недра, 176с.

5. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. – М., Недра, 1974.

6. Шагиев Р.Г. Исследование скважин методом КВД. М., Наука, 1998, 304с.

7. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров и реалогических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. – М., ВНИИОЭНГ, 2001.

8. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев И.Д. Оценка продуктивных свойств пласта и скважин по гидродинамическим исследованиям (учебное пособие). – М., 2003.

9. Юсупов К.С., Мишарин В.А. Практическое руководство по промысловым и гидродинамическим исследованиям скважин и пластов. – Тюмень, СибНИИНП, 1992.

10. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. – Тюмень, ТюмГНГУ, 2004, 290с.

11. РД-39-0147035-234-88. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложно-построенных залежей. – М., ВНИИОЭНГ, 1980.

12. РД-39-0147035-212-87. Временное руководство по определению забойного и пластового давления в скважинах механизированного фонда по данным измерения устьевого давления динамического и статического уровней и давления у приема насоса. – М., 1987.

13. РД-39-1-856-83. Руководство по гидродинамическим исследованиям наклонно-направленных скважин. – Тюмень, СибНИИНП, 1983.

14. Медведский Р.И., Юсупов К.С., Каптелинин Н.Д. Инструкция по гармоническому гидропрослушиванию скважин и пласта. – Тюмень, СибНИИНП, 1976.

15. Евченко B.C., Максимов В.П., Юсупов К.С. и др. Исследование скважин и пластов нефтяных месторождений Западной Сибири. – М., –ВНИИОЭНГ. НТО, 1974. –С. 135

16. Каптелинин Н.Д., Литваков В.И., Юсупов К.С. Особенности промысловых исследований Самотлорского нефтяного месторождения. – М., ВНИИИОЭНГ, 1980.

17. СТО-51-00-021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. – Тюмень, СибНИИНП, 1984.

18. СТО-51-00-024-84. Автоматизированная обработка КВД на ЭВМ. – Тюмень, СибНИИНП, 1984.

19. СТО-51-00-028-86. Методика обработки первичных данных исследования скважин на установившихся режимах фильтрации. – Тюмень, СибНИИНП, 1986.

20. СТО-51-00-025-86. Метод контроля за состоянием выработки пластов в процессе разработки месторождений. – Тюмень, СибНИИНП, 1986.

21. СТО-51-00-028-86. расчет температуры и давления по стволу фонтанирующих скважин на ЭВМ. – Тюмень, СибНИИНП, 1992.

22. Интерпретатор-М. Программное обеспечение по комплексной автоматизированной интерпретации данных кривых восстановления давления в скважинах. М., Минтопэнерго, 1996.

23. Мишарин В.А., Юсупов К.С. Программный комплекс «Импульс-3» по обработке результатов исследования насосных скважин. – Тюмень. ТюмГНГУ, 2004.

 

 



Последнее изменение этой страницы: 2016-08-14; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.236.50.173 (0.013 с.)