Датчик температуры воды vsp

Емкости теплоаккумулирующие

Емкости теплоаккумулирующие

Традиционные системы обогрева на угле, жидком топливе, электроэнергии трудоемки, неудобны и дорогие. Чтобы этого избежать, надо использовать систему обогрева, которая не требует много топлива, а в доме при этом было тепло и уютно. Это можно сделать за счет накопления энергии, ее сохранения и последующего использования.

Аккумулирующий бак – это буферная емкость, которая служит для аккумулирования избыточного тепла из источника отопления. Источником отопления может выступать:

• отопительный котел (работающий от газового, электрического, твердого топлива);
• тепловой насос;
• солнечный коллектор.

Преимущества аккумуляторов тепловой энергии

- Теплоаккумулятор не потребляет энергии, а напротив аккумулирует избыточное тепло от теплоносителя (котла, гелиосистемы).

- Могут присоединяться к несколько источникам энергии.

- Широкий модельный ряд позволяет использовать аккумулирующие емкости не только для сохранения тепла в системе отопления, но и в качестве водонагревателя.

- Возможность дополнительно подключить электрический нагревательный элемент. Для тепловой зарядки аккумулирующего бака, можно использовать электричество в ночной период, оплачивая электроэнергию по льготному тарифу.

- Включение в отопительную систему с котлом на твердом топливе аккумулирующего бака позволяет котлу при подходящей температуре работать в оптимальном режиме, уменьшает количество закладок котла и уменьшается расходования дров и угля.

- Теплоаккумуляторы имеют большое число выходов (патрубков), что позволяет расширить систему отопления и применять их не только для радиаторов отопления, но и для отопления теплыми полами.

- Аккумулирующие емкости в современных системах теплоснабжения выступают не как опция, которая делает систему комфортной и экономически выгодной, а как необходимый элемент.

Принцип действия теплоаккумулятора

Принцип действия теплового аккумулятора заключается в том, что в процессе работы котла часть его энергии направляется на нагревание дополнительного объёма теплоносителя, находящегося в большой по объёму ёмкости. Эта ёмкость (бак) имеет хорошую теплоизоляцию с очень малыми теплопотерями. После того, как котёл прекратит работать, и помещение начнёт охлаждаться, датчик температуры воздуха (или температуры воды в системе отопления) включает циркуляционный насос, который подаёт горячую воду из теплоаккумулятора в систему отопления. Температура воздуха (воды) повышается до установленного значения, и датчик выключает насос. Температура воды в баке немного уменьшается, но из-за хорошей теплоизоляции продолжает оставаться достаточно высокой. Циклы включения и выключения насоса продолжаются до тех пор, пока температура воды в баке будет оставаться выше, чем в системе отопления.

В зависимости от объёма теплоаккумулятора, теплопотерь помещения, температуры наружного воздуха и заданной температуры воздуха в доме, такое устройство может обеспечить комфортное тепло в доме от нескольких часов до 1,5 — 2х суток при неработающем котле.

Устройство теплового аккумулятора Drazice NADO

Исследования действующих скважин в процессе эксплуатации по новым технологиям в ООО «ТНГ-Групп»

In-service producing well surveying using new technologies of TNG-Group LLC

V. BAZHENOV, A. IMAEV, V. DUBROVSKIY, D. KIRGIZOV TNG Group LLC

В работе описаны новые технологии геофизических и гидродинамических исследований скважин в процессе их эксплуатации. Рассмотрены технологические схемы монтажа оборудования, особенности применяемой геофизической аппаратуры и специального оборудования, результаты скважинных исследований и перспективы совершенствования методов и технологий исследования действующих скважин.

The study describes new technologies of well geophysical and hydrodynamic surveying while well operation and reviews equipment installation layouts, specific features of applied geophysical instruments and special tools, well survey results and improvement prospects of producing well survey methods and technologies.

Организация мониторинга разработки нефтяных месторождений геофизическими и гидродинамическими методами является важным направлением при создании современных проектов извлечения нефти.

Информация, попадающая в базы добывающих предприятий, не всегда достоверна по причине нестабильных и нерегулярных исследований по существующим методикам, которые, в свою очередь, дают приближенные данные и формируют сущность решений, принимаемых в процессе разработки месторождений.

По этой причине в настоящее время ведущие интернациональные компании часть скважин заканчивают по технологии Smart Wells (интеллектуальные скважины). Технология предусматривает оборудование скважин глубинными датчиками температуры, давления, расхода и специальными гидравлическими или электрическими клапанами или муфтами, управляемыми с поверхности. Обычно так оборудуются многоствольные или многопластовые скважины, в которых имеется возможность изменять условия их эксплуатации непосредственно после получения с глубинных датчиков информации, требующей корректировки режима добычи.

Учитывая все возрастающие потребности нефтяников в получении точной информации о параметрах и режимах работы скважин, в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и предлагаются к использованию новые технологии исследования действующих нагнетательных и добывающих скважин.

1. Новые технологии исследования действующих нагнетательных и добывающих скважин

В настоящее время в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и предлагаются к внедрению следующие технологии:

• технология исследования скважины с предварительным спуском прибора под ЭЦН;
• технология геофизических исследований действующих скважин по межтрубному пространству;
• технология контроля за работой скважины при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ);
• технология контроля за работой скважины при внутрискважинной перекачке (ВСП);
• технология исследования действующих нагнетательных скважин автономной геофизической аппаратурой.

1.1. Технология исследования скважины с предварительным спуском прибора под ЭЦН

Технология предназначена для исследования действующих добывающих скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Работы проводятся в два этапа. На первом этапе производится спуск геофизического прибора под электроцентробежный насос. Спуск аппаратуры проходит одновременно со спуском насоса, каротажный кабель располагается в межтрубье скважины, сам прибор находится ниже насоса и имеет свободный ход от забоя скважины до компенсатора насоса. К колонне НКТ каротажный кабель крепится специальными децентраторами. Основные элементы скважинного оборудования представлены на рис. 1. Все последующие геофизические исследования проводятся без привлечения бригад подземного и капитального ремонта скважин.

Рис. 1. Схема монтажа оборудования для исследования скважины с предварительным спуском прибора под ЭЦН

Для контроля за работой скважины в периоды между геофизическими исследованиями на устье скважины размещается специальный поверхностный блок питания и регистрации, который позволяет регистрировать и хранить во флэш-памяти информацию с датчиков скважинного прибора. При необходимости данные, получаемые со скважинного прибора, могут передаваться по радиоканалу в режиме реального времени.

В настоящее время указанная технология внедрена более чем на 10 скважинах в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Джалильнефть»), ОАО «Бугурусланнефть» и НГДУ «Сорочинскнефть». В скважину под ЭЦН спускается комплексный геофизический прибор ГДИ-7, позволяющий регистрировать гидродинамические (давление, температура), потокометрические (скорость движения флюида, состав притока) и геофизические (ГК, ЛМ) параметры работающей скважины. Скважинный прибор адаптирован для длительной работы в скважине. Результаты геофизического мониторинга по одной из скважин представлены на планшете рис. 2.

Рис. 2. Результаты геофизического мониторинга в скважине с предварительным спуском прибора под ЭЦН

В результате сопоставления временных замеров после остановки скважины установлено, что изменение температуры поступающей в скважину жидкости обусловлено калориметрическим смешиванием. По данным исследований, из пласта 1758,8 – 1763,4 м поступает неоднородная по составу жидкость: из средней части интервала 1760 – 1761,4 м – вода, а из верхней части интервала 1758,8 – 1760 м – нефть. Обводнение скважины связано с прорывом нагнетаемых вод по пропластку 1760 – 1761,4 м. В результате анализа термограмм после остановки скважины выявлен переток из пласта в интервале 1758,8 – 1763,4 м в нижележащие перфорированные пласты. Кроме этого отмечается заколонное сообщение перфорированного пласта 1776 – 1778 м с нижележащим неперфорированным пластом с глубины 1788 м. По результатам исследований ГДИ в остановленной и работающей скважине выявлены работающие интервалы в пределах перфорированного пласта и определены их дебиты.

1.2. Технология геофизических исследований действующих скважин по межтрубному пространству

Эта технология предназначена для исследования скважин, оборудованных ШГН. Спуск малогабаритного скважинного прибора в интервал исследования ниже насоса осуществляется на специальном геофизическом кабеле по серповидному зазору межтрубного пространства. Использование специального геофизического кабеля препятствует его наматыванию на колонну НКТ.

Гидродинамические и потокометрические исследования проводятся с помощью серийно выпускаемой аппаратуры СОВА-3 (диаметр – 28 мм). Для контроля за текущей насыщенностью в ООО «ТНГ-Групп» разработан сверхминиатюрный генератор нейтронов АИНК-30-1Ц диаметром 30 мм. Следует отметить, что в настоящее время такие исследования проводит только ООО «ТНГ-Групп», т. к. аналогов такой аппаратуры в России нет. За период с 2007 по 2010 гг. с использованием аппаратуры АИНК-30-1Ц по этой технологии исследовано более 300 скважин.

При проведении исследований в интервале продуктивных пластов при различных режимах работы насоса решаются следующие задачи:

– определение положения и контроль за перемещением водонефтяного и газожидкостного контактов в процессе эксплуатации скважин; – оценка характера текущей насыщенности, выделение работающих прослоев и определение источников обводнения; – определение заколонных перетоков воды в добывающих и нагнетательных скважинах; – оценка удельных расходов воды в интервалах перфорации нагнетательных скважин.

Планшет с результатами исследований аппаратурой АИНК30-1Ц в действующей добывающей скважине Ромашкинского месторождения представлен на рис. 3.

Рис. 3. Планшет с результатами исследований аппаратурой АИНК30-1Ц в действующей добывающей скважине Ромашкинского месторождения (2 интервала перфорации)

В скважине два интервала перфорации: 1729 – 1733,4 и 1736,8 – 1739,8 м. В процессе эксплуатации скважина дает 7 м 3 /сут. продукции с обводнением 36%. Плотность попутно добываемой воды γ = 1,185 г/см 3. Замеры аппаратурой АИНК30-1Ц проводились в работающей и в остановленной скважине.

По результатам проведенных временных измерений « τ -ИНК» верхний перфорированный пласт 1728,5–1733,4 м (имеет повышенное давление) охарактеризован по насыщению следующим образом: интервал 1728,5–1729,5 м – нефтенасыщенный; интервал 1729,5–1730,7 м – обводненный от закачки; интервал 1730,7–1731,8 м – нефтенасыщенный; интервал 1731,8–1733,4 м – глинистый слабонефтенасыщенный.

По данным временных замеров « τ -ИНК», нижний перфорированный пласт 1736,8 – 1739,8 м может быть охарактеризован по насыщению как слабонефтенасыщенный, с пластовым давлением, меньшим, чем в верхнем перфорированном пласте.

По данным кислородного нейтронно-активационного метода (КНАМ) вода поступает в скважину в интервале 1730 – 1730,7 м. Из нижнего перфорированного пласта по результатам КНАМ в интервале 1737,5 – 1738 м наблюдается слабый приток нефти в капельном режиме. По разновременным замерам ГК в интервалах 1728,4 – 1731,4 м и 1736,3 – 1738,5 м выявлены радиогеохимические аномалии.

1.3. Технология контроля за работой скважины при одновременно-раздельной эксплуатации

Эта технология внутрискважинного мониторинга предназначена для контроля за однолифтной одновременно-раздельной эксплуатацией двух объектов, так называемой ОРЭ.

В научно-техническом управлении ООО «ТНГ-Групп» совместно с учеными института «ТатНИПИнефть» были разработаны специальное скважинное оборудование и прибор, которые позволяют получать информацию о работе нижнего (давление, влагосодержание, расход и температура) и верхнего (давление) пластов.

При монтаже скважинного оборудования скважинный прибор вместе со специальным оборудованием спускается в скважину. Специальный армированный геофизический кабель, являющийся каналом связи, закрепляется на внешней стороне НКТ. Вся поступающая из скважины информация записывается во флэш-память наземного модуля и может передаваться по радиоканалу на пульт технологической службы НГДУ. В настоящее время изготовлено специальное скважинное оборудование. Технология внедрена на скважинах ОАО «Татнефть». Схема компоновки и монтажа скважинного оборудования для ОРЭ приведена на рис. 4.

Рис. 4. Схема компоновки и монтажа скважинного оборудования для ОРЭ

1.4. Технология контроля за работой скважины при внутрискважинной перекачке

Эта технология предназначена для исследования нагнетательных скважин при контроле за внутрискважинной перекачкой (ВСП), когда закачиваемая жидкость отбирается из одного перфорированного пласта и без подъема на поверхность с помощью ЭЦН закачивается в другой.

Скважинный прибор (типа ГДИ, КРОТ-ОРЭ), позволяющий измерять расход, давление и температуру перекачиваемой пластовой воды, на специальном армированном геофизическом кабеле спускается по НКТ и подвешивается между перфорированным отверстием (штуцером) НКТ и насосом ЭЦН (рис. 5). На устье скважины размещается специальный наземный модуль питания и регистрации. При герметизированном устье насос запускается в работу. Получаемая информация записывается во флэш-память наземного модуля и может передаваться по радиоканалу на пульт технологической службы НГДУ. Это позволяет в режиме реального времени получать данные о количестве жидкости, закачиваемой в разрабатываемый пласт, и при необходимости управлять режимом работы насоса. Следует отметить, что в случае отказа прибора он может быть легко извлечен из скважины для замены без привлечения бригады ПРС. По этой технологии запущены в работу несколько скважин на объектах ОАО «Татнефть» в Самарской области и в Татарстане.

Рис. 5. Схема монтажа оборудования для контроля за внутрискважинной перекачкой

1.5. Технология исследования действующих нагнетательных скважин автономной геофизической аппаратурой

Эта технология предназначена для определения профиля приемистости и интервалов негерметичности НКТ и обсадной колонны в нагнетательных скважинах безбригадным способом. По результатам этих исследований можно определить скважины-кандидаты, которые необходимо остановить для проведения внеплановых ремонтно-изоляционных работ.

Все исследования проводятся автономной скважинной аппаратурой, которая спускается в скважину по колонне НКТ. Измерения проводят в режиме мониторинга по специальной технологии на различных режимах: под закачкой, в остановленной скважине, при слабом изливе. Интервалы возможных нарушений колонны определяются по результатам последующего анализа и интерпретации полученных материалов. Для подтверждения и уточнения интервала негерметичности скважина исследуется по стандартным технологиям после подъема НКТ в процессе проведения ремонтных работ.

Другим важным преимуществом исследования нагнетательных скважин является возможность определения их гидродинамических и потокометрических параметров (в т. ч. построение профиля приемистости) в режиме реальной закачки. По этой технологии было исследовано несколько скважин в НГДУ «Альметьевнефть».

В настоящее время в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и внедрены в производство новые технологии исследования действующих скважин.

В целом, проведение исследований действующих добывающих и нагнетательных скважин позволяет определять параметры и решать задачи, представляющие большой интерес для разработки нефтяных месторождений:

• прямое определение забойного давления, дебита и состава продукции в работающей скважине вместо косвенных оценок (расчет забойного давления по уровню, замер дебита и состава флюида на устье);
• определение относительного вклада каждого работающего интервала в добываемой продукции;
• мониторинг динамики работы скважины во времени без извлечения насоса и привлечения бригад ПРС и КРС;
• определение причин изменения дебита и состава продукции (изменение работающей мощности, появление заколонных перетоков флюида и др.);
• определение положения ВНК в перфорированных пластах при работе скважины;
• определение необходимости оптимизации режима работы, капитального ремонта, других геолого-технологических мероприятий;
• проведение площадного гидродинамического мониторинга (гидропрослушивания), когда предлагаемые технологии применяются в нескольких гидродинамически связанных скважинах с целью изучения их взаимовлияния по пластам.

Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ (проект № 2010-218-01-192).

Комментарии посетителей сайта

IP конвертор последовательного порта PortBox2 фирмы HW-group (Чехия)

Выбор исполнения/цены

Устройство PortBox версии 2 позволяет конвертировать сигналы от последовательных портов RS-232 и RS-485 для передачи их по локальной сети. Удаленный последовательный порт может быть подключен в ОС Windows как виртуальный порт (VSP), например COM17. PortBox2 оснащен полноценным портом RS-232, использующим все 9 сигнальных выводов

В режиме «Box-2-Box» есть возможность создать прямой тоннель по локальной сети между двумя устройствами. Используются все 9 выводов последовательного порта RS-232.

Отличительные особенности:

Сфера применения: IP конвертор последовательного порта PortBox2 используется как удаленный последовательный порт для серверов Windows (ПО HW VSP), для подключения устройств RS-232 по LAN, как полный последовательный порт. Применяется для удаленного управления СКУД, ОПС, терминалами и т.п.