Архив метки: газовый

Разъемы в местах стыков контейнеров.

Добавить комментарий

ПОРШНЕВЫЕ И ПЛУНЖЕРНЫЕ НАСОСЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Насосы поршневые НЦ320 (9Т) и НПЦ32 — двустороннего действия, предназначены для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов) при промывочно-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального ремонта.

Насосы трехплунжерные 14Т, 14Т1 и 14Т2 предназначены для нагнета¬ния различных неагрессивных жидких сред при цементировании, гидравличе¬ском разрыве пластов, опрессовочных работах, гидропескоструйной перфора¬ции, промывке песчаных пробок и других работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах.

Насосы 14Т1 оборудованы навесным одноступенчатым редуктором с пере¬даточным отношением 4,05, насосы 14Т2 — навесным двухступенчатым редукто¬ром с передаточным отношением 14,56.

Насосы 14Т и его указанные модификации снабжены системой индивиду¬альной смазки плунжеров и имеют клапаны повышенной износостойкости.

Насосы трехплунжерные ЗНП180, ЗНП32-50 предназначены для подачи и нагнетания неагрессивных жидких сред (цементных, глинистых, солевых и других растворов, воды с включением твердых частиц) и входят в состав насос¬ных установок при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин, кустовых насосных станций для поддержания пластового давления при добыче нефти.

Насосы плунжерные Н-200К и НП-200 (рис. 5.1) предназначены для на¬гнетания различных агрессивных и неагрессивных жидких сред при цементиро¬вании, гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, про¬мывке песчаных пробок, солянокислотной обработке призабойных зон сква¬жин, освоении и других работах, проводимых в нефтяных и газовых скважи¬нах.

Насосы НП-200 снабжены системой комбинированной смазки:

принудительной шестеренным насосом для плунжеров насосов;

принудительной шестеренным насосом и разбрызгиванием из масляной ванны станины для приводной части насоса и навесного редуктора.

Насос трехплунжерный СИН 32НМ предназначен для нагнетания раз¬личных агрессивных и неагрессивных жидких сред при цементировании, гидро¬пескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок, солянокислот- 

 

Рис. 5.1.

12.2. Поверка испытательных установок для газосчетчиков

Добавить комментарий

Установки с колокольными мерниками, предназначенные для повер­ки газосчетчиков, после изготовления, ремонта и установленного срока эксплуатации подлежат обязательной государственной поверке.

Метрологическая часть поверки установок сводится к оценке по­грешностей указателей расхода и показаний газового мерника.

В основе поверки указателей расхода газомерных установок лежат те же принципы, что и в основе поверки указателей расхода испытатель­ных установок для жидкостных счетчиков.

Поверка образцового газового мерника заключается в проверке его герметичности и установлении правильности нанесения отметок на шка­ле колокола. При проверке мерника на герметичность нагнетают воздух под колокол до тех пор, пока он не займет верхнего положения. Закреп­ляют цепь противовеса с тем, чтобы при наличии утечки колокол оста­вался неподвижным. При этом о герметичности мерника судят по пока­заниям микроманометра, подсоединенного к выходному газопроводу установки (см. рис. 122). Если в течение 2 мин положение мениска ма­нометрической жидкости, заполняющей трубку дифманометра, не из­менится, мерник считается герметичным.

Правильность нанесения отметок на шкале колокола проверяют, из­меряя количество воздуха, выходящего из-под колокола, образцовыми газовыми мерниками 1-го разряда, номинальный объем которых опреде­лен весовым методом с погрешностью не более 0,03 %.

При выборе объема и количества образцовых мерников следует ис­ходить из допустимой продолжительности поверки всей шкалы мерника, которая не должна быть более 1 ч. В процессе поверки поддерживают ра­венство и постоянство температур воздуха и воды в пределах ±0,2° С.

Образцовый газовый мерник 1-го разряда показан на рис. 125. Кол­бу 2 мерника через кран 7, соединенный гибким шлангом со специаль-

12.2. Поверка испытательных установок для газосчетчиков

Рис. 125. Образцовый газовый мерник 1-го раз­ряда

ным хранилищем, предвари­тельно заполняют водой. Полный залив колбы конт­ролируют при помощи нип­пельного крана 1, установ­ленного на шарообразной крышке мерника. Затем мерник при помощи’резино­вой трубки, накидываемой на ниппель крана 1, соеди­няют с пространством под поверяемым колоколом. Ес­ли после этого открыть кран 4, то вода из колбы будет вытекать, и колба будет за­полняться воздухом, посту­пающим из-под колокола. Вода из колбы будет выте­кать до тех пор, пока ее уро­вень не установится на отметке 0, нанесенной на толстостенной стеклян­ной трубке 6. Обычно эта отметка наносится на 40 мм
ниже уровня слив­ной трубы, что соответствует давлению воздуха под колоколом, равно­му 40 мм вод. ст. Таким образом, количество воздуха, поступившего в мерник, равно объему вытекшей из мерника воды. Если объем мерни­ка известен (его определяют в процессе аттестации самого мерника и подгоняют под номинальное значение при помощи регулирующего ци­линдра 5), можно подсчитать погрешности отметок шкалы колокола. Для полного опорожнения мерника служит кран 5.

ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Добавить комментарий

Газонефтеводопроявления и грифонообразования — это серьезный вид осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин, требующих дли­тельных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может при­вести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе буре­ния и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых слу­чаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, на­носящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при буре­нии газовых скважин в зонах с АВПД.

На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пласто­выми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.

Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению выше­лежащих пористых горизонтов.

Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических меро­приятий.

К наиболее характерным осложнениям при бурении и эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительного ремонта, относятся сле­дующие:

1.  Насыщение бурового раствора газом в процессе бурения и (или)
при остановке углубления скважины.

2.    Межколонные   газопроявления,   связанные   с   негерметичностью
резьбовых соединений колонн (этот вид осложнений встречается и при
эксплуатации скважин).

3.     Заколонные (межколонные) каналообразования, связанные с физи­
ко-химическими процессами в кольцевом пространстве, и поступление по
ним газа.

4.     Накопление газа в межтрубном (затрубном) пространстве.

5.     Межколонные перетоки и насыщение газом вышележащих пластов.

6.     Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин).

Каждое из названных осложнений может перерасти в открытые газо­вые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не предпринять меры или не про­вести ремонтные работы.

Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементиро­вания скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюде­ний и результатов экспериментов в единую теорию представляют довольно сложную задачу.