МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ, НАУКИ И МОЛОДЁЖНОЙ

ПОЛИТИКИ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ

Государственное бюджетное профессиональное образовательное

учреждение Краснодарского края

"Краснодарский машиностроительный колледж"
КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

ВЫПОЛНИЛ

Ковалева Дина Талгатовна

Краснодар 2016

1


Глава 1. Теоретические основы гидродинамических методов

исследования скважин и пластов.
В процессе промышленной эксплуатации пластов и скважин их исследования ведутся главным образом гидродинамическими методами. При э т о м р е ш а ю т с я с л е д у ю щ и е в а ж н ы е з а д ач и : 1 ) у т о чняются гидродинамические характеристики пластов, 2) контролируется ход процессов выработки пластов по площади и разрезу, 3) выявляется действительная технологическая эффективность отдельных элементов принятой системы разработки (система поддержания давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.), 4) выявляется эффективность проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин. На базе этих данных в систему разработки вносятся дополнения и усовершенствования (этот процесс продолжается в течение всего периода промышленной эксплуатации залежей). Как видно из изложенного, роль гидродинамических исследований очень важна. От их объема и качества зависит эффективность применяемых систем разработки.
1.1 ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две основные группы: 1) методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах, и 2) методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах. С понятием «установившийся процесс фильтрации» учащиеся уже встречались при описании опытов по прокачке жидкости через пористую среду и знают, что характерной чертой такого процесса является неизменность во времени расхода и давления в изучаемом элементе пласта. В реальных пластах, даже на небольших их участках, такие процессы, строго говоря, происходить не могут. В силу различных причин (пуски и остановки скважин, изменение фазовых проницаемостей в связи с изменением насыщенности пласта различными фазами и т. п.) давление в разных точках пласта во времени изменяется, вследствие чего изменяются интенсивность и направление фильтрационных потоков, и дебиты скважин. Однако темпы этих изменений во многих случаях бывают столь незначи- тельными, что в некоторых задачах исследования скважин ими можно пренебречь и считать процесс фильтрации на том или ином участке пласта
2

установившимся. Это дает возможность использовать для определения параметров пластов и скважин относительно простые формулы подземной гидродинамики, описывающие установившиеся процессы (в частности, формулы Дарси и Дюпюи). К рассматриваемой группе относятся метод установившихся отборов и метод карт изобар. Метод установившихся отборов (его часто называют также методом пробных откачек) в практике исследований скважин является самым распространенным. Он применяется при исследовании всех видов действующих эксплуатационных и нагнетательных скважин (нефтяных, нефтегазовых, нефтеводяных, водяных, газовых, газоводяных). Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважины и величиной ее забойного давления (или величиной перепада между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. На базе этой зависимости опреде- ляются такие важные характеристики, как коэффициент продуктивности скважины и коэффициент гидропроводности пласта в ее районе (см. 1.3 настоящей главы). Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом или отдельных крупных его участков. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех или в большинстве скважин изучаемого участка пласта и воспроизведении на базе этих данных общей картины распределения давления в 'пласте путем построения так называемой карты изобар. С помощью карт изобар решаются такие важные практические задачи, как: определение параметров пластов, оценка скоростей движения жидкостей в различных участках пласта и др. (см. 1.6 настоящей главы). К гидродинамическим методам исследований, основанным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей и газов, относятся метод восстановления давления и метод гидропрослушивания. Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом этого метода является непрерывная регистрация (в течение определенного времени) забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации. При этом приток жидкости из пласта в скважину прекращается или очень быстро (фонтанные скважины) или медленно затухает (насосные скважины). Давление же в точке вскрытия пласта скважиной возрастает (восстанавливается) от Рзаб до Рпл Характер кривой восстановления забойного давления во времени зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта и величины приведенного радиуса скважины. Влияние каждого из этих факторов на форму кривой теоретически изучено и это позволяет на основании анализа
3

полученной кривой определять некоторые гидродинамиче ские характеристики скважины и пласта в ее районе (см. 1.4 настоящей главы).
4

Метод восстановления давления широко применяется в условиях фильтрации по пласту однородной жидкости (нефти или воды), совместной фильтрации нефти и воды, а также при исследовании газовых скважин. Обработка результатов исследований этим методом в случае одновременной фильтрации по пласту нефти и газа сопряжена с большими трудностями. Поэтому в этих условиях метод применяется редко. Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважины (например, при ее пуске или остановке) изменение давления регистрируется на забое другой скважины. Для этой цели используются высокочувствительные манометры. Регистрируемая кривая изменения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой гидропрослушивания или реагирования. Обработка ее позволяет определить некоторые важные характеристики пласта на участке между исследуемыми скважинами (см. 1.5 настоящей главы). Метод гидропрослушивания применяется в основном для исследования пластов, по которым фильтруется однофазная жидкость или водонефтяная смесь. Все способы исследований, применяемые на промыслах и связанные только с измерением дебитов и давлений (а также с наблюдениями за их изменением во времени), являются разновидностями перечисленных выше четырех основных методов.
1.2. МЕТОД УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ
Для выявления зависимости между дебитами скважин и величинами забойных давлений при установившихся режимах эксплуатации на них проводятся специальные циклы исследований. В каждом таком цикле скважина последовательно эксплуатируется на нескольких установившихся режимах, отличающихся величиной дебита и забойного давления. Смена режима на фонтанной скважине производится путем установки на выкидной линии штуцера другого сечения; на компрессорной - путем изменения давления и расхода подаваемого рабочего агента (газа или воздуха); на скважине, оборудованной штанговым насосом, — изменением числа качаний балансира, длины хода полированного штока или глубины подвески насоса; в скважине, оборудованной ЭЦН, — установкой штуцеров или другими способами. Новый режим эксплуатации скважины устанавливается не сразу. В зависимости от конкретных условий (величины проницаемости пласта, вязкости жидкости в пластовых условиях и др.) на это уходит от нескольких часов до нескольких суток. На каждом режиме измеряются дебит скважины и забойное давление. Если скважина дает многокомпонентную продукцию (нефть—вода, нефть— вода—газ, вода—газ), то измеряются де-
5

биты отдельных компонентов. В число режимов цикла в большинстве случаев включается так называемый нулевой режим, соответствующий полной остановке скважины (дебит равен нулю). При нулевом режиме Рзаб —Рпл. Полученные данные используются для построения графика за- висимости дебита скважины от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлением. Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. При построении индикаторных диаграмм в координатах дебит— забойное давление (q—р заб ) для нефтяных (безводных и обводненных) нефтегазовых скважин принято величины забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит — по оси абсцисс. При этом положение осей выбирается так, чтобы точка их пересечения имела координаты Пример индикаторной диаграммы для безводной нефтяном скважины, построенной по этим правилам в координатах q—Рзаб. приведен на рис. 1.1 В таблице указаны номера установившихся режимов и соответствующие им величины дебитов (т/сут) и забойных давлений (кгс/см 2 ). Та же диаграмма в координатах дебит— депре ссия. (q— D p) приведена на рис.1.2. Индикаторные диаграммы эксплуатационных скважин располагаются ниже оси абсцисс. При построении диаграмм для нагнетательных водяных скважин положение осей координат обычно выбирают таким образом.
6

чтобы индикаторная линия располагалась выше оси абсцисс (см рис. 1.3. и 1.4). Эксплуатационные скважины могут иметь прямолинейные диа- граммы, криволинейные - с выпуклостью, обращенной к оси дебитов, и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая - криволинейна (рис.1.5). Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов или к оси давлении, и диаграммы прямолинейно-криволинейные (рис. 1.6)
7


8

Коэффициентом продуктивности эксплуатационной скважины ц называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлением, соответствующему этому дебиту. Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости В практике исследований коэффициент продуктивности чаще всего измеряют в т/сут • (кгс/см 2 ); м 3 /сут-(кгс/см 2 ); см 3 /с-(кгс/см 2 ). Иногда перепад давления измеряют в метрах столба жидкости. В этих случаях используют соответствующие размерности для коэффициента продуктивности т/сут-м ст. жидк ; м 3 /сут-м ст. жидк.; см 3 /с м ст жидк и др. Из формулы (1.2) следует, что Сопоставим эту формулу с формулой Дюпюи притока жидкости откуда Введем обозначение Параметр е называют гидропроводностью пласта. Этот параметр чаще всего измеряют в единицах: дарси • м/сантипуаз (д-м/сп) или дарси-сантиметр/сантипуаз (д-см/сп). С учетом введенного обозначения е формула (1.4) принимает следующий простой вид: Из этой формулы видно, что коэффициент продуктивности скважины атасит от гндропроводности пласта в ее районе, от величины приведенного радиуса и от среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими Необходимо учитывать, что в формуле (1.4) величина к обозначает но физическую проницаемость коллектора, а фазовую проницаемость
9

для жидкости, являющуюся функцией насыщенности пласта этой жидкостью При фильтрации однофазной жидкости (другая фаза находится в связанном состоянии) фазовая проницаемость для нее близка к физической проницаемости пласта. При эксплуатации пласта, в которое однофазная нефть вытесняется водой, его фазовая проницаемость для нефти (или для воды) на все. режимах исследовательского цикла остается практически постоянной, так как этот процесс вытеснения является весьма медленным, а циклы сравнительно кратковременны. В случае же эксплуатации пласта, давление в котором разно давлению насыщения нефти газом, часть пор всегда насыщена свободным газом и любое снижение забойного давления приводит к дополнительному выделению газа из раствора и, следовательно, к увели- чению газонасыщенности и уменьшению нефтенасыщенностн пласта. При этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти (см. рис.1.1) Это уменьшение наблюдается при переходе от режимов исследовательского цикла с малыми дебитами к режимам с высокими дебитами Если величина фазовой проницаемости для жидкости при всех режимах цикла остается постоянной и величины с р s , п р r , it и m также неизменны, то согласно (1.4) коэффициент продуктивности исследуемой скважины также должен быть одинаковым при всех режимах цикла Это означает, что индикаторная диаграмма для скважины должна быть прямолинейной, так как формула q=t D p при постоянном h представляет собой уравнение прямой линии Угловой коэффициент этой прямой или что то же, тангенс угла j между индикаторной линией и осью давлений (депрессии) численно равен коэффициенту продуктивности скважины
(1.5)
Нефтяные, нефтеводяные и водяные скважины (в пласте отсутствует свободный газ) имеют, как правило, прямолинейны дна граммы (линии 1 на рис. 1.5 и 1.6) Встречаются и исключения из этого правила - случаи, когда, несмотря па отсутствие свободного газа в пласте, или вся индикаторная линия, пли ее часть оказываются криволинейными. Это может происходить главным образом по дпум причинам 1) процесс фильтраиич жидкости в пласте не подчиняется линейному закону (закону Дарси), 2) изменяется физическая проницаемость пласта при переходе от одних режимов цикла к другим. Рядом исследований установлено, что прямая зависимость между расходом жидкости, фильтрующейся через пористую среду, и градиентом давления (закон Дарси) наблюдается лишь в определенном диапазоне скоростей фильтрации. Существуют нижний и верхний пределы скорости фильтрации, между которыми закон Дарен справедлив. Если же скорость фильтрации меньше нижнего или больше верхнего предела, то ее зависимость от градиента давления становится нелинейной.
10

Со скоростями меньше нижнего предела при исследовании скважин сталкиваться практически не приходится, скорости же, превышающие верхний предел, часто наблюдаются в пластах вблизи забоев высокопроизводительных эксплуатационных и нагнетательных скважин и особенно газовых скважин. В последнем случае линейный закон фильтрации, как правило, нарушается Величина верхнего предела скорости фильтрации в зависимости от структуры порового пространства, свойств жидкости и других факторов может изменяться в широком диапазоне и определить ее заранее трудно. Один из способов ее оценки основывается на анализе индикаторных диаграмм. При проявлении не линейного закона фильтрации индикаторные диаграммы сказываются криволинейными с сторону осп добитое (кривые 2 и 3 на рис.1.5 и кривые 2 и 4 на рис. 1.5) Изменение физической проницаемости коллектора n зависимости от величины забойного давления может происходить при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться пря увеличении забойного давления (нагнетание рабочих агентов) и сжиматься при снижении давления (отбор жидкости или газа). В подобных случаях индикаторные диаграммы также оказываются криволинейными, причем для эксплуатационных скважин они обращены выпуклостью к оси дебитов (кривая 3 на рис.1.5) для нагнетательных - выпуклостью к оси давлении (кривая 3 на рис 1.6) Индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, криволинейны с выпукло стью, обращенной к о си дебитов. Заметим, что п о эксплуатационным скважинам индикаторные диаграммы не могут иметь форму кривых с выпуклостью, обращенной к оси давлении (депрессии). Если такие диаграммы все таки получаются, то это указывает на дефекты исследований (ошибки приборов, не вполне установились режимы цикля и.т.п) Из определения коэффициента продуктивности следует, что он остается постоянным при всех режимах цикла, если индикаторная диаграмма прямолинейна, уменьшается с увеличением депрессии, если индикаторная диаграмма криволинейна, и имеет выпуклость, обращенную к оси дебитов, увеличивается с увеличением депрессии в случае криволинейных диаграмм с выпуклостью, об ращенной к оси давлений (депрессий). На основании индикаторных диаграмм устанавливаются оптимальные нормы отбора жидкости и газа и закачки рабочих агентов по скважинам. Сопоставление диаграмм, полученных по одной скважине в различное время, позволяет судить об изменении насыщенности пласта в ее районе, об изменении проницаемости пласта в призабойной зоне и. т. п.
11

Если на скважине проводится какое-либо мероприятие, связанное с изменением степени или характера вскрытия пласта пли повышения его проницаемости в призабойной зоне, то сопоставление индикаторных диаграмм до и после проведения мероприятия позволяет судить о действительной эффективности последнего. Что касается гидродинамических характеристик пластов, то x помощью индикаторной диаграммы можно непосредственно определить лишь величину средней гидропроводности пласта в районе скважины на момент исследования. Чтобы определить среднюю проницаемость пласта, необходимо по данным других исследований (геофизических и лабораторных) определить параметры и.т.п. Способ обработки результатов исследований методом установившихся отборов с целью определения параметра гидропровод-иости выбирается в зависимости от условий фильтрации жидкости. В районе скважины (одно или многокомпонентная смесь) и формы полученной индикаторной диаграммы.
Фильтрация жидкости (нефти, воды, водонефтяной смеси)
Вначале рассмотрим наиболее простые условия, а именно: а) по пласту фильтруется однофазная жидкость — нефть или вода (если в пласте имеется другая жидкость, то она находится в связанном с породой состоянии и не движется); б) индикаторная диаграмма прямолинейна. Приняв можно найти Здесь С - поправка на несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия r с - действительный радиус скважины. Входящие в формулу (1.7) величины имеют размерности в пластовых условиях, е — д см/сп. С n безразмерны. Решая уравнение (1.7) относительно подставить вместо величины ее p численное значение, найдем
12

Если коэффициент продуктивности измерен в поверхностных условиях ( п о в h ) и выражен в т/сут • (кгс/см 2 ), то для перехода к размерности см 3 /с • (кгс/см 2 ) можно воспользоваться соотношением, Представляя в формулу (1.8) вместо h правую часть формул ы (1.9) и приняв для e размерность д-м/сп (вместо д-см/сп), получим: Подставляя tg j вместо п о в h (см. формулу 1.5), получим окончательную формулу для определения e Если коэффициент продуктивности tg j измерен в поверхностных условиях в единицах м 3 /сут (кгс/см 2 ), то Таким образом, для определения гидропроводности пласта в районе скважины кроме коэффициента продуктивности, который устанавливается на основании исследований методом установившихся отборов, нужно еще знать величины: объемного коэффициента b, удельного веса жидкости в поверхностных условиях п о в g , среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими с р s ) , действительного радиуса скважины r с и поправки С , учитывающей несовершенство скважины. Значения b и п о в g определяются в лабораторных условиях на основании исследований глубинных и поверхностных проб жидкости. Определение в е л и ч и н ы с р s не представляет затруднений при наличии плана расположения скважин. Величина r с принимается равной радиусу долота, которым в данной скважине вскрывался продуктивный пласт. Для определения поправки С обычно пользуются способом, разработанным В. И. Шуровым. Этот способ можно применять для скважин, в которых пласт вскрыт пулевой или кумулятивной перфорацией. Он основан на использовании экспериментальных графиков, полученных при исследованиях на электролитических моделях.
13

Поправку С можно рассматривать как сумму двух поправок: С 1 - поправка на несовершенство скважины по степени вскрытия С 2 - поправка на несовершенство по характеру вскрытия. Поправку С 1 легко определить по графику, приведенному на рис. 1.7 . На графике нанесено не- сколько линий, каждая из которых характеризует зависимость С 1 от степени вскрытия d , выраженной в процентах, при опреде- ленном значении пара- метра , где h - эффективная мощность пласта, D - диаметр скважины (долота). Здесь b — мощность пласта, вскрытая перфорацией. Для удобства пользования на чертеже дано два масштаба для С 1 основной (левая вертикальная шкала) и более крупный дополнительный (правая вертикальная пени вскрытая. шкала). Пример. Определить поправку на несовершенство скважины по степени рытая при h = 12 м, b=6 м, D=300 мм=0,3 м Решение 3) пользуясь правой шкалой, находим C 1 =3 Если значение а точно не совпадает с величинами, для которых даны кривые, то нужную кривую можно построить на основании линейной интерполяции. Она должна проходить между ближайшими кривыми рисунка с большим и меньшим значениями а. и обычно интерполяция осуществляется мысленно.
14

Для определения поправки С 2 имеются специальные графики, аналогичные приведенным на рис. 1.8. Каждая кривая па этом рисунке отражает зависимость поправки С 2 от величины nD (n — среднее число отверстий на 1 м вскрытого интервала, D — диа- метр скважины, выраженный в метрах) при определенном значении параметра где d' — диаметр перфорационных отверстий. Серия кривых на pиc.1.8 построена для случая, когда средняя величина отношения глубины перфорационных каналов в породе пласта l' к диаметру скважины D равна При других значениях l следует пользоваться графиками, которые
15

обычно приводятся в инструкциях и руководствах по исследованию скважин. Пример. Определить поправку на несовершенство скважины по характеру вскрытия при следующих исходных данных: средняя Шубина перфорационных каналов l=30 мм, диаметр каналов d'=12 мм, среднее число отверстий на 1 м вскрытой мощности n=10, диаметр скважины D=300 мм=0,3 м. Решение. 1. Определяем параметр l; 3 0 0 , 1 3 0 0 l l D � === . Это означает, что для определения 2 С можно пользоваться графиками, приведенными на рис.1.8. 2. Определяем параметр d; 1 2 3 0 0 d d D � == = 0,04. Это означает, что в рассматриваемом случае для определения 2 С нужно использовать кривую 2. 3. Определяем произведение nD; nD= 100,33 � = 4. По кривой 2 при nD=3 2 С =5,7 (правая шкала). Глубина каналов, создаваемых в породе пласта, зависит от типа перфорации и применяемого оборудования, а также от прочности обсадной колонны, цементного кольца и породы пласта. Она должна определяться на основании стендовых испытаний. Перейдем к примерам определения параметра гидропроводности. Пример. Определить гидропроводность и проницаемость пласта в районе нефтяной эксплуатационной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис.12 1 6 t g hj == (кгс/см 2 ) при следующих исходных данн ы х : s ср = - 2 5 0 м , D= 0 , 3 м , n=10. Эффективная мощность h=12м, степень вскрытия пласта d =0,5 (50%), глубина перфорационных каналов в породе пласта l � = 30 мм, d'=12 мм, вязкость нефти н m =3,8 сп, объемный коэффициент b=1,1, удельный вес в поверхностных условиях п о в g = 0,86. Решение. 1. Параметры D, n, l � , d' и s имеют те же численные значения, что и в рассмотренных выше примерах определения поправок C 1 и С 2 , поэтому 1 С =З, а 2 С =5,7; 1 2 8 , 7 ССС =+= 2. Учитывая, что 0 , 3 0,15 2 2 c D r === м, по формуле (1.10) определяем 3. Определим проницаемость пласта к. В соответствии с формулой (1.6) Пример. Определить гидропроводность и проницаемость пласта в районе нагнетательной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис. 1.4. при следующих исходных данных: h=9 м, d =1, n=20, l � =30 мм, d'=12 мм, b = l,03, s ср =400 м, m =1 сп. Решение. 1. Определим поправку С. Так как d =1, то C 1 =0 и С= С 2 Поскольку 3 0 0 , 1 3 0 0 l l D === для определения С 2 используем серию кривых, приведенных на рис. 1.8. Так как 1 2 0,04 3 0 0 d d D � === , используем кривую 2. При nD=20 � 0,3=6,находим С 2 =2,5
16


17


2. Учитывая, что коэффициент приемистости n'=tg
j
=56,0 м

3

/сут (кгс/см

г

), а

r
с
=0,15 м, по формуле (1.10) находим

3 Определим проницаемость k.
Гидропроводность пласта в районе скважин, по которым индикаторная диаграмма криволинейна вследствие нарушения линейного закона фильтрации, можно определить по тем же формулам (1.10) или (1.10'). При этом, если начальный участок диаграммы прямолинейный, в формулы должна подставляться величина tg j этого участка; если вся диаграмма криво- линейна, то приближенное значение гидропроводности получают при подстановке в указанные формулы величины тангенса угла между осью давлений и касательной, про- веденной к индикаторной линии в точке ее пересечения с осью давлений (см. рис 1.9.). Если индикаторная диаграмм криволинейна вследствие изменения рис.1.9. К методике обработки степени раскрытости трещин в при- криволинейных индикаторных забойной зоне в зависимости от давления, то гидропроводность пласта в районе скважины является величиной переменной. Она, как и коэффициент продуктивности, будет являться функцией забойного давления. Ее можно определить при разных значениях забойного давления по той же формуле (1.10) или (1.10)
Фильтрация газа
Теоретическими и экспериментальными исследованиями определено, что связь между дебатами и давлениями при установившейся фильтрации газа к скважине наилучшим образом описывается двучленной формулой вида где a и b — постоянные коэффициенты, зависящие от параметров пласта; Q Г - дебит газа в тыс. м 3 /сут при атмосферном давлении a r p ( 1,03 а т р = кгс/см*) и стандартной температуре с т Т ( с т Т = 293K); п л р и з а б р - соответственно пластовое и забойное давление в кгс/см 2 . Произведение 2 r b Q в правой части формулы (1.11) можно рассматривать как поправку на нелинейность закона фильтрации.
18

Предварительно введя поправку на сжимаемость (z) и температуру Tс т Tп л �� �� �� и выразив h в m, a г w в тыс. м 3 /сут, можно убедиться. Если несовершенство скважины учитывать с помощью поправки С, то получим где z —средний коэффициент сжимаемости газа в диапазоне давлений забпл pр � при температуре П Л Т Величины, входящие в формулы (1.12 ) и ( 1.12 � ) имеют следующие размерности: k — в д, h —в м, m в сп, с р s , r с и r п р в м или см, T п л и Т с т - в К. Поскольку коэффициент а пропорционален величине 1 r k h m e = , его определение в процессе исследования газовых скважин имеет такое же значение, как и определение коэффициента продуктивности при исследовании нефтяных скважин. Результаты исследований газовых скважин методом установившихся отборов используются для построения графической зависимости ( 2 2 плзаб р р - ) от r Q рис. (1.10), которую обычно называют индикаторной диаграммой газовой скважины. Однако для определения коэффициентов а и b (что является одной из главных целей исследования скважины) более удобны графики зависимости, подобные приведенному на рис.1.11. Из формулы (1.11) следует, что (1.13)
19

Если выбрать прямоугольную систему координат и по оси абсцисс откладывать значения Q г , а по оси ординат — значения 2 2 плзаб r р р Q - то полученный график должен иметь вид прямой линии. Отрезок, отсекаемый этой прямой на оси ординат, численно равен коэффициенту a , а тангенс угла j наклона ее к оси абсцисс равен коэффициенту b. Пример. Определить коэффициент a и b, а также гидропроводность и проницаемость пласта при следующих исходных данных: с р s = 250 м; r с =12,4 см; С=5,3; Т= 355К; h=6 м; m r = 0,0267 сп; z = 0,77. Результаты исследований газовой скважины приведены в графах 2, 3 и 4 табл. 1.1 Решение 1. Найдем зависимость 2 2 плзаб p p Q - от r w для чего произведем расчеты, порядок которых указан в табл. 1.1 2. По данным граф 4 и 8 табл.1.1 строим график искомой зависимости (см. рис 1.1). 3. По графику определяем: 4. Воспользовавшись формулой (1.12), определим гидропроводность пласта 5 Определяем проницаемость:
20


МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ ИНДИКАТОРНОЙ ЛИНИИ, ПОСТРОЕННОЙ ПО

ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Пользоваться индикаторной линией, построенной по данным эксплуатации, для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления следует тогда, когда в процессе обработки: 1) не происходит разрушения призабойной зоны; 2) газоносный пласт не обводняется контурной или подошвенной водой в области дренирования рассматриваемой скважины; 3) насыщенность жидкостью призабойной зоны пласта практически не изменяется; 4) нет необходимости проведения исследований по всему эксплуатационному фонду для контроля за изменением параметров пласта. Приемлемость метода использования данных эксплуатации для построения и обработки индикаторной линии с целью определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и, следовательно, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и других параметров пласта подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями. Исходными данными для построения индикаторной линии по данным эксплуатации могут служить все зарегистрированные на промыслах режимные изменения в процессе разработки как запланированные, так и случайные, вызванные необходимостью временного увеличения или уменьшения отбора из скважины с замером при этом давления и дебита газа. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважин, заключается в следующем. Из имеющихся данных эксплуатации скважин выбирают минимум шесть-восемь различных режимов с известными пластовыми, забойными давлениями и дебитами. При этом чем больше число точек за выбранный промежуток времени, тем надежнее построенная индикаторная линия. В случае отсутствия замера пластового давления на отдельных или на всех режимах, оно определяется по уравнению материального баланса. Как правило, изменение пластового давления в зависимости от отбора газа для каждого месторождения дается в проекте разработки и уточняется в процессе разработки. В некоторых случаях индикаторную линию можно построить, используя карты изобар и приведя пластовое давление на соответ ствующую глубину р а с- сматриваемой скважины. Забойное давление определяется либо по имеющимся замерам на некоторых режимах, либо рассчитывается по устьевым давлениям в трубах или затрубном пространстве. Выбранные режимы обрабатываются по двучленной формуле Где ( t ) п л i р , p e ( i t ) - соответственно пластовое и забойное давления, соответствующие времени i t ; i- индекс времени; Q — дебит при времени t i . По изложенной методике была обработана индикаторная линия, построенная по данным эксплуатации одной из скважин Шебелинского месторождения. Для сравнения дана индикаторная линия и ее обработка, снятая при испытании этой же скважины. Результаты обработки показаны на рис 1.12. Кривые l и l � — соответственно зависимости D р 2 и D p 2 /Q от Q, построенные по данным испытания.
21

Кривые 2 и 2' аналогичны кривым l и l' и построены по данным эксплуатации этой же скважины. Из сравнения кривых l � и 2' видно, что коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по ним, близки ( 1 a = 12,5; а г = 10,5 и b 1 = 0,07; b 2 = 0,0730) и поэтому для контроля за изменением параметров пласта и производительности скважины можно использовать данные эксплуатации.
МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Методика обработки результатов исследования и определения параметров пласта при фильтрации газоконденсатной смеси по линейному закону рассматривается для двух случаев. Случай 1. Давление начала конденсации р . и к больше забойного р з и меньше пластового р п л давлений, т. е. знкпл р р р << . Тогда для определения фазовой проницаемости для газа в области двухфазной фильтрации разность функций H D * при установившихся режимах работы скважины определяют по формуле н к з HН - - разность фиктивной функции давления для газа в области двухфазной фильтрации; 0 a - коэффициент, определяемый по формуле (1.15) 0 . плнк pр р D=- ; Q - дебит газа в нормальных условиях на различных режимах; Q - дебит газа при депрессии 0 p D , т. е. при н к з р р = Порядок определения фазовой проницаемости для газа заключается в следующем. По измеренным значениям Q и зiплз р р р =- V строят зависимость Q от p з i По заданным п л р и . н к р определяют Q 1 Зная D р 0 по графику Q от p D 3i определяют Q l . По данным исследования вычисляют 3 3 iн к i pр р D=- Зная 0 a , определяемый по ( 1.15), 0 , Q p D и 1 Q , вычисляют * H D для всех режимов. Строят зависимость * H D / p D * 3i , от p D * 3i . Полученная при этом прямая отсекает на оси ординат отрезок А j . Тангенс угла наклона этой прямой равен В о (рис.1.1З.). Далее, используя А 0 , В 0 и формулу, приведенную ниже, определяют относительную фазовую проницаемость для газа: где F Г ( s ) = ( ) / k Г k s - относительная фазовая проницаемость для газа; k, k Г ( s ) - соответственно абсолютная и фазовая проницаемости для газа, Д; m (р) = п (p)/( р ) ; mm п л (p)z(p)z(p) z � = ; /; с(р) п л p p p = - содержание конденсата в газе, 3 3 / м м
22

(p)24,046 к к р М g = ; к р - плотность конденсата в газе кг/м 3 ; к М - молекулярная масса конденсата, кг/моль.
23

Таблица 1.2 Пример. Определить фазовую проницаемость для газа по результатам исследования скважины с исходными данными п л р = 330,9 кгс/см 2 , р нк = 270 кгс/см 2 при р з = 260 кгс/см 2 . Данные замеров на отдельных режимах приведены в табл.1.2. По результатам расчетов построены, рис 1.13 по которому определено Q 1 = 144 тыс м 3 /сут при 0 р D = 60,9 кгс/см, и рис. 1.14, по которому определены 0 А = 0,75 и В 0 = 0,0046. _ Рассчитав р = 260,9/330,9 = 0,7884; m (260,9) = 0,93; z (260,9) = 0,95; С (260.9) = — 0,00018 и g (260,9)=0.0,15, вычисляем F r ( s ) = 0,714. Случай 2. Давление начала конденсации больше пластового и забойного давлений, т. е. . зплнк р р р p p При этом для определения фильтрационных параметров пласта результаты исследования обрабатываются по формуле

3 3 3 / ( ) i i i QpABpDp D=+D+D где
А, В,
D — постоянные коэффициенты. Порядок определения параметров пласта следующий. По данным исследования определяют 3iплзi p p р D=- Строят зависимость 3 / i Q p D от 3i р D Методом избранных точек или наименьших квадратов определяют коэффициенты
А, В,

D.
Проводимость пласта определяют по формуле где F r ( s )—относительная фазовая проницаемость для газа на контуре пласта.
24


Таблица 1.3
Фазовую проницаемость для газа определяют по формуле Пример. Определить фазовую проницаемость для газа по результатам исследования газоконденсатной скважины, приведенным в табл. 1.3, если п л р = 311,8 кгс/см 2 , b = = 0,85, z ( п л р ) = 0,975, l n к с R R = 12,5. Результаты обработки приведены на рис. 1.15. Полученная прямая дает А = 8,3 тыс. м 3 /сут (кгс/см 2 ); В = - 0,0475 тыс. м 3 /сут (кгс/см 8 ). Рассчитанные по формуле (IV.71) значения фазовой проницаемости приведены в табл. 3
25

1.32 МЕТОД ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
1. Фильтрация жидкости (нефти, воды,
водонефтяной
смеси)
Метод восстановления давления применяется в условиях проявления в чистом виде упругого режима эксплуатации. Такие условия возникают всегда при остановках, пусках скважин, а также при изменении режима их эксплуатации. Качественное физическое описание процесса фильтрации жидкости при упругом режиме было дано в § 3 гл.
III.
Здесь мы рассмотрим некоторые, важные для исследования скважин случаи проявления этого процесса с количественной стороны. Если по скважине, длительно эксплуатируемой при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит на величину Q D , то давление в любой точке пласта (будем его считать однородным), отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии со следующим законом: Здесь Q D —изменение дебита скважины в пластовых условиях в см 3 /с; р D — изменение давления в произвольной точке наблюдения в кгс/см 2 ; e — гидропроводность пласта в д � см/сп; t — время, отсчитываемое с момента изменения режима скважины, в с; R — расстояние до точки наблюдения в см; c — так называемый коэффициент пьезопроводности пласта, имеющий размерность см 2 /с (подробнее о нем будет сказано ниже); Ei — символ специальной функции, аргументом которой является величина — 2 4 R x t Значения Ei определяются по таблицам. При отрицательных значениях аргумента функция Ei положительна, поэтому величины р D и Q D всегда имеют разный знак. Условимся величину Q D считать положительной в тех случаях, когда дебит скважины (приток жидкости из пласта) увеличивается. При этом величина р D будет отрицательной, и это означает, что давление во всех точках пласта будет снижаться по сравнению с первоначальным Наоборот, с уменьшением отбора жидкости из эксплуатационной скважины или при ее остановке Q D (отрицательно) давление в окружающих точках пласта возрастает и величина р D будет положительной. Приемистость нагнетательных скважин и ее увеличение принято считать величи- нами отрицательными (с увеличением количества жидкости, закачиваемой в скважину, давление в окружающих точках пласта возрастает). Коэффициент пьезопроводности пласта
x
характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменениями режима эксплуатации скважин.
26

Если мы зададимся целью установить время, в течение которого давление в точке наблюдения изменяется вследствие какого-либо возмущения на определенную величину (например, 0,01 кгс/см 2 ), то это время при прочих равных условиях будет тем меньше, чем больше
х
. Для однородного пласта коэффициент х можно определить по формуле где b ж и b ,. — коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта в 1 2 к г с с м - �� �� �� ; t b коэффициент упрогоемости пласта в 1 2 к г с с м - �� �� ��
т
— эффективная пористость в долях единицы. Порядок величины
х
для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, изменяется в широком диапазоне (от 10 2 до 10 5 см 2 /с) Если наблюдения за изменением давления после мгновенного изменения дебита скважины производить не в какой-либо удаленной точке пласта, а непосредственно на ее забое, то в формулу (1.20) вместо R следует подставлять величину^ приведенного уже через радиуса скважины п р r . При этом аргумент 2 4 п р r t c - уже несколько секунд становится очень малым
-
по абсолютной величине. При 2 4 п р r t c - <0.1 Д с высокой точностью соблюдается приближенное равенство С учетом (1.2О) формула (1.22) примет вид На основе формулы (1.23) строится методика обработки результатов исследований скважин методом восстановления давления. Вспомнив из алгебры, что ln
х
=2,31g
x
и что lg (
х
g
у
) = lg
x
+lg
y
, запишем формулу (V.25) в следующем виде: Первый член правой части формулы (1.24) от времени ие зависит и в процессе восстановления давления остается постоянным/ Обозначим его буквой А
27

Коэффициент при lgt также является величиной постоянной. Обозначим его буквой i Переходя от Q D в см 3 /c в пластовых условиях к изменению дебита q D в т/сут в поверхностных условиях и от размерности для e — д g см/сп к размерности д g м/сп, найдем С учетом (1.26) вместо ( 1.25) можно написать Вводя эти обозначения в формулу (1.24), получим Формула (1.27) является уравнением прямой линии в полулогарифмических координатах (по оси абсцисс откладывается величина lgt, а по оси ординат — величина q D ). При этом свободный член А представляет собой отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат, а коэффициент i — тангенс угла a наклона прямой по отношению к оси абсцисс (рис 1.16). Приведенные расчетные формулы вызедены исходя из предположения об однородности пласга, но, кгк показали исследования, их с достаточным основанием можно применять и по отношению к реальным пластам. В этом слу-чче поя , e k и
x
следует понимать средние значения этих параметров пласта в районе скважины. Из изложенного вытекает следующий порядок обработки данных исследований скважины методом восстановления давления. 1. По данным исследований, которые могут быть представлены или в виде кривой восстановления давления, записанной прибором в координатах р D - t, или в виде таблицы, в которой попарно Выписаны значения р D и соответствующие им значения t, строится график зависимости р D о т lgt (рис. 16).
28

2. Прямолинейный участок графика экстраполируется (продолжается) до пересечения с осью ординат. Определяются отрезок А и уклон i. Расчет i ведется следующим образом. Выбираются произвольно два значения lgt, например lgt 1 и lgt 2 по графику определяются cоответствующие им значения 1 р D и 2 р D Очевидно, 3. Определяется параметр гидропроводности e . Из формулы (1.26) следует, что (Предполагается, что объемный коэффициент Ь и плотность нефт и в поверхностных условиях р пов известны по лабораторнымданным.) 4. Если известны величины h и m , то, зная e , по формуле (1.6) можно определить проницаемость пласта k. 5. Определяется величина приведенного радиуса скважины п р r . Для этой цели можно использовать формулу (1.25), из которой следует, что Как видно из формулы (1.30), для определения r пр необходимо предварительно определить параметр
х
. Это можно сделать или с помощью формулы (1.21), если известны величины т , b ж и в b , или на основании исследований пласта методом гидропрослушивания (см. 1.4 настоящей главы). 6. Определяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины a . Формула (1.34) легко получается, если в выражение для коэффициента совершенства н c c q q a � = вместо н q с и c q подставить их развернутое выражение (формула Дюпюи) и произвести соответствующие сокращения. 7. Определяется коэффициент продуктивности скважины по формуле
29

Формула (1.32) получается из формулы (1.4), если в последней принять для h размерности т/сут g (кгс/см 2 ) в поверхностных условиях, а для e — д � м/сп и перейти от натурального логарифма к десятичному. Пример Определить гидропроводаость и проницаемость пласта в районе нефтяной фонтанной скважины, а также приведенный радиус, коэффициент совершенства и коэффициент продуктивности скважины при следующих исходных данных: b=1.1; Ynoi=0,86 тс/м 3 ; н m =4,5 сп; h=8 м; m=0,2; b н =9,42 5 1 0 - � (кгс/см 2 )- 1 ; с b =3,6 � 10 5 - (кгс/см 2 )- 1 ; c r = 15 см; с р s =150 м. Кривая восстановлении давления регистрировалась после остановки скважины. Дебит до остановки составлял 70 т/сут. Известно, что в пласте движется однофазная нефть Данные исследовании скважины приведены в графах 1 и 3 табл.1,4. Решение I. Определяем значения lg t (см. графу 2 табл.{4) и по данным граф 2 и 3 строим кривую восстановления давления в координатах р D - lg t (см рис17, а). На рис17 ,б для сопоставления приведена та же кривая в обычных координатах р D - t. 2. Экстраполируем прямолинейный участок кривой до пересечения с осью ординат и определяем А (А =3,31). Для оценки величины уклона i зададимся значениями: lg t 1 = lg t 2 = 2 Им соответствуют значения депрессии р D 1 =4.03; р D 2 =4,75 По формуле (1.28) 3. По формуле (1.29) определяем 4 По фермуле (1.б) определяем k 5. Определяем значение коэффициента пьезопроводности по формуле(1.21)
30

По формуле(1.30 )определяем значение п р r 6. По формуле (1.31) определяем коэффициент гидродинамического совершенства скважины
и
. 7. По формуле (1.32) определяем коэффициент продуктивности скважины В приведенном примере рассматривается случай фильтрации однофазной нефти. Если в пласте имеется связанная вода, то полученное в расчете значение k характеризует величину его фазовой проницаемости для нефти, соответствующую начальной нефте- насыщенности. Она может отличаться от величины физической проницаемости. Со- ответственно и определяемая величина е характеризует фазовую гидропроводность пласта при начальном значении нефтенасыщенности.
31

При исследовании методом восстановления давления скважин, расположенных в водоносных областях пластов, получаемое значение k характеризует физическую проницаемость пласта, а е — его физическую гидропроводность. При исследовании нагнетательных скважин разрезающих рядов определяемые значения k и е характеризуют фазовую проницаемость для воды и фазовую гидропроводность пласта, соответствующие нстфенасыщениости . . ност s
32

Методика обработки результатов исследований во всех этих случаях не отличается от вышеизложенной. Эта же методика используется и при условии фильтрации по пласту водонефтяной смеси, но определяемые в этом случае величины фазовой проницаемости k ж для смеси и гидропроводности е ж будут характеризовать уже некоторые осредненные значения этих параметров, зависящие от величины текущей нефтенасыщенности пласта в районе скважины. По мере снижения нефтенасыщенности пласта вследствие замещения нефти водой изменяются и значения параметров k ж и е ж При наличии диаграммы относительных проницаемостей для данного пласта можно установить четкую зависимость между определяемыми при исследовании величинами k ж и е ж и средней нефтенасыщенностью пласта. На этих зависимостях основаны методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки. Тангенс угла наклона (уклон) прямолинейного участка кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах определяется по формуле, аналогичной (V.28). где ж Q D — изменение суммарного дебита жидкости в см 3 /с в пластовых условиях; е ж - осредненное значение фазовой гидропроводности пласта при фильтрации водонефтяной смеси в д � см/сп. Из (V.35) следует, что Изменение дебита жидкости ж Q D равно сумме изменений дебитов нефти D Q H и воды ж Q D Если известны значения весовых дебитов в поверхностных условиях . нпов q D и . впов q D (например, в т/сут), то переход к размерности см 3 /сек в пластовых условиях может быть осуществлен с помощью формул, аналогичных (IV.14). где— b H it в b — соответственно объемные коэффициенты для нефти и воды.
33

Таким образом: Подставляя этот результат в формулу (1.34) и переходя в ней от размерности для е ж д � см/сп к размерности д � м/сп окончательно получим: В этой формуле с целью упрощения ее вида опущены индексы «пов», но учащиеся должны помнить, что величины н q D и в q D здесь имеют размерность т/сут, а g н и в g т/м 3 в поверхностных условиях. Если изменение дебита скважины осуществляется путем ее остановки, то жж q q D= , н н q q D= , в в q q D= . Для вычисления уклона /, входящего в (1.3?), как и в случае однофазной фильтрации, используется формула (1.28). Пример. Определить фазовую гидропроводность пласта для жидкости в районе обводненной скважины по данным исследования методом восстановления давления после ее остановки при следующих исходных данных: дебиты нефти и воды в поверхностных условиях до остановки н q =43 т/сут, в q =l5 т/сут; объемные коэффициенты: b Н =1,12, b в =1,02; удельные веса нефти и воды в поверхностных условиях: g н =0,87 т/м 3 , g в =1,14 т/м 3 , уклон прямолинейного участка криьон восстановления давления, построенный в координатах р D — lgt, равен 0,61 Решение. Воспользовавшись формулой (1.37), получим:
2. Фильтрация газа
Рассмотрим вариант исследования, при котором кривая восстановления забойного давления регистрируется после остановки газовой скважины. Как показывают теоретические исследования, процесс восстановления давления в этом случае с достаточной точностью может быть описан уравнением где з а б р и . забо р — соответственно забойные давления скважины в момент времени t (после закрытия и до закрытия) в кгс/см 2 ; А и i — постоянные коэффициенты. Формула (1.38) является уравнением прямой линии в координатах ( 2 2 . забзабо р р - )—ltg; А и i характеризуют соответственно отрезок, отсекаемый этой прямой на оси ординат, и ее уклон (рис.1.18.).
34

Уклон i можно определить по формуле где ( 2 2 . забзабо р р - ) – величины произвольно выбранных двух ординат графика; Igt 2 и Igt 1 соответствующие этим ординатам значения логарифмов времени. Не приводя вывода, укажем, что, зная уклон i, гидропроводность пласта можно определить по следующей формуле: где e — гидропроводность в д � м/см; Q 2 — установившийся дебит газовой скважины до ее остановки при нормальных условиях ( а т р =1,03 кгс/см 2 , T=293 К) в тыс. м 3 /сут; Т п л и T с т — соответственно пластовая и стандартная температуры в К (Т СТ =293К); ,z — коэффициент сжимаемости газа, соответствующий пластовому давлению и пластовой температуре. Пример. Определить гидропроводность пласта в районе газовой скважины по данным ее исследования методом восстановления давления при следующих исходных данных. 1. Установившийся дебит скважины до остановки 1300 тыс. м 3 сут (при р = 1,00кгс/см 2 и Т=293 К).
35

2 Пластовая температура Тпл=330 К 3. Коэффициент сжимаемости газа z=0,885. 4. Результаты наблюдений за восстановлением давления на забое скважины приведены в графах 1 и 3 табл.1.5 (в графе 1 указано время в с, отсчитываемое с момента остановки скважины, в графе 3 — забойное давление в кгс/см 2 ). Решение. 1. Найдем значения lgt и ( 2 2 . забзабо р р - ) для всех измеренных значений t и з а б р Так, для t=30 сек, lgt=1.4771. В этот момент з а б р = 111,0 кгс 2 /см, 2 з а б р =111,0 2 =12321. В нашем случае з а б р =69,6 кгс/см 2 (t=0); 2 .о з а б р =69.6 2 = 4844.16 Отсюда находим 2 2 . забзабо р р - = 12321—4844,16=7476,84. Аналогичные расчеты проводим для каждой точки. Результаты записываем в тон же таблице (графы 2, 4 и 5). 2 По данным граф 2 н 5 строим график зависимости ( 2 2 . забзабо р р - ) от Ig t (см. рис. 1.18). Как и при фильтрации жидкости, экспериментальные точки в начале- процесса восстановления давления не располагаются на прямой линии. Проводя прямую линию таким образом, чтобы среднее отклонение ее от фактических точек быkо минимальным (обычно это делается на глаз) и продолжая ее до пересечения с осью ординат, найдем, что А=41 � 10 3 . Определим уклон полученной прямой. Для этой цели выберем два произвольных значения Igt (например, lgt 1 =3 и Igt 2 = 6) и соответствующих им ординат. При lgt 1 =3 ( 2 2 . забзабо р р - )=47400, а при Igt 2 =6 ( 2 2 . забзабо р р - )=54 100 .
36


1.4

МЕТОД



ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ
При исследовании пластов методом гидропрослушиваиия необходимо иметь минимум две скважины. По одной из них производится измерение дебита (например, путем пуска ее в эксплуатацию или остановки). Эту скважину называют возмущающей. В другой скважине ведутся наблюдения за изменением забойного Изменение давления в реагирующей скважине. давления, вызванным указанным возмущением. Такую скважину называют реагирующей . Часто в одном исследовании используется несколько реагирующих скважин. Предположим, что имеется гидродинамически единый пласт, вскрытый группой скважин, но процесс эксплуатации еще пе начался, так что давление в любой точке пласта во времени не изменяется и остается равным начальному пластовому. Выберем одну скважину Р в качестве реагирующей и будем наблюдать за изменением ее забойного давления р 3 аб во времени. Остальные скважины будем последовательно вводить в эксплуатацию (рис.1.19)- Установим на забое скважины Р регистрирующий манометр, показания которого непрерывно воспроизводятся _________________ * Иногда реагирующую скважину называют «скважина-приемник» или «наблюдательная скважина»
37

В виде графика зависимости забойного давления во времени Рзаб (t). До тех пор пока ни одна скважин не пущена в эксплуатацию, этот график имеет вид горизонтальной прямой линии (участок АВ). В момент времени t 1 пустим в эксплуатацию какую-либо соседнюю скважину (скв. 1) с постоянным дебигом 1 Q . В результате давление в пласте начнет снижаться и в определенный момент времени (обозначим его 1 t � ) это снижение будет зарегистрировано манометром на забое скважины Р. Это время зависит от дебита 1 Q скв. 1, расстояния между скв. 1 и Р, гидропровод-ности и пьезопроводности пласта, а также от чувствительности манометра (чем чувствительней прибор, тем раньше он зарегистрирует начало снижения забойного давления). Если предположить, что продуктивный пласт на рассматриваемом участке однороден и имеет гидропроводность 1 e и пьезопроводность
х
1 то изменение забойного давления в реагирующей скважине ( 2 н а ч р р D=- з а б р ) в произвольный момент времени t x можно найти по формуле (1.20) где R 1 - p — расстояние между скв. 1 и Р; Q 1 —дебит скв. 1 (Q 1 = Q D ); ( ) 2 1 t t - —время с момента пуска скв. 1 до момента, на который определяется р D 1 Формула типа (1.20) при исследовании скважин используется главным образом для определения параметров e и c , а значения 2 , р D , Q 1 , R 1 , t 1 и t 2 измеряются. В нашем случае величину 2 р D можно найти по бланку манометра путем непосредственного измерения отрезка ЕЕ' (вертикали, проведенной из точки, где (t=t 2 ) и умножения его длины на масштабный коэффициент, устанавливаемый при калибровке манометра Отрезок ЕЕ' заключен между продолжением горизон- тальной линии АВ и фактическим графиком забойного давления. Если бы вместо скв. 1 первой в эксплуатацию была пущена другая скважина (скв. 2), то манометр на забое скважины Р зарегистрировал бы другую кривую изменения давления (гидропрослушивания), но принципиально картина не изменилась бы. Как и в рассматриваемом случае, величина 2 , р D , в выбранный мо- мент времени соответствовала бы вертикальному отрезку между продолжением горизонтальной линии АВ и фактической кривой ( ) з а б р t . Иначе будет обстоять дело, если скв. 2 начать эксплуатировать после скв. 1. Предположим, что это произошло в момент времени t 2 (точка F). Манометр в скважине Р еще некоторое время будет продолжать регистрировать процесс снижения давления, вызванный пуском скв. 1 (участок FG), пока до скважины Р не дойдет возмущение, вызванное пуском скв. 2. С этого момента (обозначим его t' 2 ) манометр уже будет регистрировать суммарное
38

снижение забойного давления в скв. Р после пусков скв. 1 и 2 (участок GH). Если нам теперь требуется в какой-то момент времени t к определить снижение давления к р D , вызванное пуском в эксплуатацию скв. 2, то для этого на бланке манометра придется определить величину вертикального отрезка не между продолжением горизонтали АВ и фактической кривой Рзаб (t) а между продолжением линии EFG (участок GH') и этой кривой. Связь между величиной к р D , дебитом Q 2 скв. 2, расстоянием 2 R - Р . гидропроводностью 2 e и пьезопроводностью
х
2 на участке скв. Р и 2 определяется соотношением, аналогичным (1.2 0 � ) В данном случае определить величину к р D по графику Рзаб (t) сложнее, чем в первом случае, так как для этого нужно правильно продолжить линию EFG, которая, вообще говоря, уже не является прямой. При пуске в эксплуатацию новых скважин или увеличении дебита уже работающих манометр в скв. ( � ) Р будет регистрировать дополнительное снижение давления. При пуске нагнетательных скважин, остановке эксплуатационных скважин или снижении их дебита манометр в реагирующей скважине зарегистрирует или рост давления, или снижение темпов его падения. Из рис 19. видно, что резкие изменения в форме кривой р D (t) в реагирующей скважине наступают через некоторое время после изменения дебитов (пусков или остановок) других скважин. Если же этих изменений не происходит, то давление в реагирующей скважине изменяется относительно плавно и на его фоне при определенных условиях становится возможным зарегистрировать дополнительные изменения давления, вызываемые изменением дебита (пуском или остановкой), какой-либо скважины, специально выбранной для исследования. Качественные результаты исследований можно получить лишь при относительно спокойной промысловой обстановке, когда не происходит резких изменений дебитов, пусков и остановок скважин вблизи выбранного участка. Сами исследования начинаются обычно с изучения фона изменения давления в реагирующих скважинах. С этой целью на них устанавливаются высокочувстви- тельные манометры, и в течение нескольких дней эти приборы регистрируют изменение забойного давления. Если характер "изменения плавный, то это указывает на возможность проведения исследования. В определенный момент времени, который обязательно фиксируется, изменяется дебит (пуск или остановка) скважины, выбранной в качестве возмущающей. Это изменение D Q также фиксируется. После этого продолжаются наблюдения за изменением давления в реагирующей скважине (или скважинах), которые
39

обычно заканчиваются, когда на кривой гидропрослушивания Рзаб (t) будет зарегистрировано заметное и длительное отклонение от «фона». Результаты исследований обычно представляются в виде графиков, аналогичных приведенному на рис.1.20. По оси абсцисс откладываются значения t (в часах, минутах или секундах); по оси ординат — давление в единицах шкалы прибора. Участок АВ кривой характеризует фон изменения давления в реагирующей скважине. Отсчет значений изменения давления в единицах шкалы прибора D 1 производится от линии ВА', являющейся продолжением фона. На графике отмечается момент изменения дебита возмущающей скважины (в данном случае пуска ее в эксплуатацию). Поскольку этот момент принимается за начало отсчета, на графике обычно наносится дополнительная шкала времени, как показано на рис.1.20. Существуют различные способы обработки кривых гидропрослушивания. К самым простым из них относятся: способ обработки с помощью эталонной кривой, способ касательной, способ обработки по максимуму кривой гидропрослушивания.
Способ обработки кривых гидропрослушивания с помощью эталонной

кривой
При использовании этого способа кривая гидропрослушиванья строится на специальном стандартном бланке с логарифмической сеткой.
40


Способ касательной
При этом способе полученная кривая гидропрослушивания строится в координатах t— D р, где t-время в секундах с момента изменения дебита возмущающей скважины, D р— изменение давления в реагирующей скважине в кгс/см 2 . Если эта кривая имеет такую форму, что к ней можно провести касательную из начала координат, как это показано на рис. 1.21 то параметры e и
х
можно определить с но- D р, кгс/см г мощью формул: Здесь t — время, отсчитываемое по оси абсцисс от начала координат до проекции на эту ось точки касания в секундах; к р D — изменение давления в реагирующей скважине на момент t в кгс/см 2 . Остальные величины имеют следующие размерности: e - в д � см/сп;
х
- в см 2 /с; " Q D - в см 3 /с в пластовых условиях; R — в см. Вместо величины р (кгс/см 2 ) по оси ординат можно откладывать значения давления в единицах шкалы прибора — l D . В этом случае в формулу (1.41) вместо D р к нужно подставлять величину С к l � D , где С — количество кгс/см 2 в единице шкалы прибора. Пример. Определить методом касательной параметры е и
х
по кривой гидропрослушизаиия, изображенной на рис. .1.20. Решение. 1. Выпишем основные исходные данные (из условий предыдущего примера) в размерностях, позволяющих пользоваться формулами (V.44) и (V45). Q D = 122 м 3 /сут=122 11,57=1410 см 3 /сек (в пластовых условиях), h-750 м = 75 000 см. 2. Построим кривую в координатах t (с) - l D (мм рт. ст.). Для этого можно воспользоваться данными таблицы, если приведенные в ней значения времени в минутах перевести в секунды. Проведем к полученной кривой касательную из начала координат (рис. 1.22 ) 3. Опустив из точки касания перпендикуляр на ось абсцисс, найдем значения l D и к t , По графику: l D =45,4 мм, к t = 5,2 � 10 4 с. 4. Учитывая, что масштабный коэффициент прибора С= 15,75 � 10 4 - кгс/см 2 мм рт. ст. (см. предыдущий пример), определим e по формуле (1.41), подстав- ляя в нее вместо D р к произведение к l D • С.
41


42


5.
Определим
х
. по формуле (V.45) . Сопоставление полученных результатов с результатами предыдущего приме- ра ( e = 850 д см/сп;
х
=55 000 см 2 /сек) показывает, что они заметно расходятся. Такие расхождениямогут быть связаны с погрешностями измерений, с влиянием изменений режима эксплуатации других скважин, с наличием резко выраженных неоднородностей пласта в районе исследуемых скважин. С помощью метода касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, так как последняя может иметь такую форму, при которой касательную провести нельзя. Примером такого случая могла бы быть кривая гидропрослушивания, изображенная на рис. 1.22„если бы время исследований было ограничено величиной, меньшей 5,2 • 10 4 с. Если же можно провести касательную, но кривая гидропрослушивания имеет пологую форму, на положение точки касания могут существенно влиять погрешности измерений.
Способ обработки кривых гидропрослушивания, имеющих максимум
Если изменение дебита возмущающей скважины производится путем ее остановки на период времени t 1 а затем пуска, то при достаточной длительности наблюдений на забое реагирующей скважины манометром вначале будет регистрироваться рост давления (по отношению к фону), вызванный остановкой скважины, а в последующем — падение давления, вызванное пуском скважины. Кривая гидропрослушивания, построенная в координатах
43

D р, в этом случае должна иметь более или менее четко выраженный максимум, т. е. такую точку, в которой значение D р максиальное для данного исследования (рис. 1.23) Найдя на кривой точку максимума (визуально) и определив по графику соответствующее ей значение D р (обозначим его ма х Р D ), а также время, соответствующее ма х Р D (обозначим его t max ), можно определить пьезопроводность пласта по следующей, относительно простой формуле: |Где t max — время с момента первого изменения дебита (остановки) возмущающей скважины до момента, когда D р— D р max , в с; t 1 — время между первым и вторым изменением дебита возмущающей скважины ( 2max1 t t t =- ), в с; 0 Q D — величина первого изменения дебита возмущающей скважины (дебит до остановки) в см 3 /с; 1 Q D — величина второго изменения дебита (дебит после пуска) в гм 3 /с, R — расстояние между возмущающей и реагирующей сква- жинами в см. Если 0 Q D = 1 Q D , то Определив c формуле (1.45) или (1.43'), величину гидропроводности можно найти по формуле
44


45

Здесь 0 u D и 1 u D - в см 3 /с в пластовых условиях; D р — в кгс/см 2 . Если, то 0 Q D = 1 Q D = Q D формула (1.44) будет иметь вид Пример. Определить пьезопроводность и гидропроводность пласта по результатам исследований методом гидропрослушивания при следующих исходных данных: 1) расстояние между забоями возмущающей и реагирующей скважин R=60 000 см (600 м); 2) изменение дебита возмущающей скважины производилось путем ее остановки и последующего пуска ровно через одни сутки с дебитом, равным начальному (t 1 =1 сут=86 400 с); 3) дебит до остановки и после пуска D Q=1020 см 3 /с в пластовых условиях; 4) данные наблюдении за изменением давления в реагирующей скважине (по отношению к фону) приведены в табл. 1.6 Время отсчитывается с момента остановки возмущающей скважины. Решение. 1. По данным табл. 1.6 построим график D p(t). и определим значения D р max и max t : D р max =0,0925 кгс/см 2 ; max t 12 � 10 4 с. 2. Определим 2 t 2 t = max t - t t = 12 � 10 4 — 86400=33600 с. 3 По формуле (1.43) определяем c 4. Определяем значения
х
0 ,
x
1 , Ei (-
х
0 ) и Ei (-
х
1 ) По таблице находим для х=х о = 0,497 значение Ei (-
х
) =0,56; для =
х
=
х
1 = 1,77 значение Ei {—x) =0,068. 5 По формуле (1.44) определяем e
46

Рассмотренный способ обработки кривых гидропрослушивания дает удовлетворительные результаты, если эти кривые имеют достаточно четко выраженный максимум. В случае очень пологих кривых найти точку максимума бывает затруднительно. В заключение параграфа отметим, что по кривым гидропрослушивания, получаемым в промысловых условиях, иногда не удается определить
х
и e . Это случается чаще всего, когда на их форму существенно влияют посторонние (не запланированные) возмущения (остановки и изменения режима эксплуатации других скважин). Однако и в этих случаях исследования методом гидропрослушивания могут иметь важное значение, так как часто бывает важно установить сам факт наличия или отсутствия гидродинамической связи между какими-либо двумя скважинами (например, при выяснении положения и форм границ пластов).
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ С ПОМОЩЬЮ КАРТ ИЗОБАР
Картой изобар называется нанесенная на план залежи система линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Выбор поверхности приведения обусловливается практическими задачами, для решения которых используется карта изобар. Чаще всего в качестве поверхности приведения принимают поверхность, проходящую через точки, расположенные посредине, между кровлей и подошвой продуктивного пласта, или какую-либо горизонтальную поверхность (например, начальную плоскость ВНК или ГНК или в некоторых случаях плоскость уровня моря). Карты изобар, приведенные к середине пласта, используются при определении количества газа, содержащегося в залежи в растворенном и свободном состояниях, и в некоторых других случаях. Карты изобар, приведенные к горизонтальной плоскости, используются для определения гидропроводности пластов на различных участках залежей и в законтурной области, для определения скоростей движения жидкостей и газов в различных точках пласта и т. д. Мы рассмотрим только карты изобар, приведенных к горизонтальной плоскости. Подобно тому, как структурная или топографическая карта изображает в плане какую-либо реальную поверхность (поверхность кровли пласта, поверхность земли), карта изобар изображает некоторую условную поверхность, которую называют пьезометрической. Исследования и опыт показывают, что в обычных условиях пьезометрические поверхности являются довольно плавными и пологими по всей площади залежи, за исключением небольших участков около действующих скважин.
47


Глава 2 Контрольно – измерительные приборы

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

Основные понятия и единицы давления
Давление определяется силой, приходящейся на единицу поверхности
.
Где р - давление; N— сила, действующая нормально к поверхности тела; S — площадь поверхности, на которую действует сила Все тела на земле испытывают давление окружающего воздуха которое называется атмосферным - атм р Давление, вызываемое
48

действием внешних сил, называется избыточным и з г р Сумма атмосферного и избыточного давлений называется абсолютным а б с р Абсолютное давление может оказаться меньше атмосферного, например, если из закрытого сосуда удалить часть воздуха. Такое состояние называется разрежением (вакуумом). При этом избыточное давление будет иметь отрицательное значение. Разрежение численно не может превышать величину атмосферного давления. При полном вакууме а б с р =0. Числовое значение разрежения показывает, насколько абсолютное давление внутри какого-либо объема меньше атмосферного. В системе СИ за единицу измерения принимается давление, которое испытывает плоская поверхность площадью 1 м 2 под действием равномерно распределенной, перпендикулярной к этой поверхности силы, равной 1 Ньютону. Она обозначается н / м 2 (ньютон на квадратный метр). В практике измерений до настоящего времени пользуются внесистемными единицами, например физической атмосферой, равной давлению, оказываемому столбом ртути высотой 760 мм. Для измерения небольших давлений и разрежений применяют более мелкие единицы: миллиметр ртутного столба (мм рт. ст.) и миллиметр водяного столба (мм. вод. ст.) широко применяется также единица, называемая технической атмосферой, равная давлению, которое производит сила в 1 кгс (9,80665) на поверхность площадью 1 см 2 . Техническая атмосфера (1 кгс/см 2 ) меньше физической в 1,033 раза и примерно равна 9,8 • 10 4 н/м 2 .
Основные типы манометров
По принципу действия приборы для измерения давлений и раз-режснпн подразделяются на жидкостные, пружинные, поршневые и электрические. Действие жидкостных манометров основано на уравновешивании измеряемого давления столбом жидкости. Примером такого прибора является двухтрубный манометр, выполненный в виде U-образной стеклянной трубки с равномерной шкалой, имеющей деления через 1мм. Трубка заполнена жидкостью: водой, спиртом или ртутью, один конец ее сообщается с атмосферой, а другой — с объектом измерения. Если давления, подведенные к концам трубки, равны, например оба конца сообщены с атмосферой, то согласно закону сообщающихся сосудов уровни жидкости в обоих коленах будут одинаковы и должны совпадать с нулевой отметкой шкалы. При подводе избыточного давления к одному из колен трубки уровень жидкости в нем опускается, а в другом соответственно поднимается. Перемещение их прекратится тогда, когда измеряемое давление уравновесится гидростатическим давлением столба жидкости, находящимся между верхним и нижним уровнем. Величина измеренного давления р определяется из равенства p=Chy, (2.3) где h — разность уровней жидкости в коленах трубки; у — удельный вес жидкости; с — коэффициент, зависящий от выбора размерностей р, h, у.
49

Величину давления можно характеризовать и непосредственно величиной h и выражать его в мм рт. ст., если трубка заполнена ртутью, или в мм вод. ст., если — водой. Разновидностью двухтрубного манометра является чашечный однотрубный прибор, у которого одно колено трубки представляет собой сосуд (чашку) со значительно большей площадью поперечного сечения (в 10—20 раз), чем у второго колена. Величиной понижения уровня в чашке при достаточно большой разнице в площадях можно пренебречь и отсчитывать показания прибора только по изменению уровня в трубке. Тогда погрешность отсчета уровня может быть уменьшена вдвое по сравнению с погрешностью отсчета у двухтрубных манометров. Если трубку манометра запаять, а чашку соединить с окружающей средой, прибор будет измерять атмосферное давление. Предварительно, конечно, следует из пространства между уровнем жидкости в трубке и запаянным концом откачать воздух (создать вакуум). Такой прибор называется стеклянным ртутным барометром. Для измерения очень низких давлений применяются жидкостные микроманометры с наклонной трубкой. При таком положении трубки высота столба жидкости, уравновешивающая измеренное давление, определяется по соотношению h= l � sin � j , где l — длина столба жидкости по шкале; j — угол наклона трубки. Чем меньше угол, j тем при прочих равных условиях длина l будет больше высоты уровня h и тем точнее можно провести измерение давления. Измеряемое давление р = C �
l
�
y
� sin (2.4) Если подвести давления к обеим трубкам, то с помощью жидкостных манометров можно измерять разность этих давлении. В этом случае они называются дифференциальными манометрами. Для определения значения одного из подведенных давлений дифманометры снабжаются пружинным манометром (рис.). Выпускаемые промышленностью дифманометры этого типа модели ДТ-50 и ДТ-150 (дифманометр трубный) имеют верхние пределы измерения 700—1000 мм рт. ст. при рабочем давлении 50 и 150 кгс/см 2 . Если жидкостной манометр заполнен ртутью, то с его помощью можно измерять давления как газа, так и жидкости
50

В последнем случае должно учитываться давление, создаваемое жидкостью, находящейся в трубке над уровнем ртути. Измеренная разность давлений определяется по формуле где p 2 и p 1 — давления в правом и левом коленах трубки;
y
р т удельный вес жидкости — заполнителя (ртути);
y
ж — удельный вес жидкости, находящейся над уровнем ртути. Пружинные манометры используются для измерения давлений в широких пределах. В этих приборах воспринимаемое давление уравновешивается усилием, возникающим при упругой деформации пружины. В них в качестве чувствительного элемента применяются трубчатые одновитковые. и многовитковые пружины, сильфоны, коробчатые и плоскле мембраны. Наиболее распространены показывающие манометры с одновитковой трубчатой пружиной, представляющей собой согнутую по кругу трубку. Один конец ее соединен с ниппелем, служащим для подвода давления, а второй закрыт заглушкой и запаян (заварен). Поперечное сечение формы полой трубки имеет вид овала или эллипса, малая ось которого совпадает с радиусом самой пружины. При подводе давления во внутреннюю полость пружины течение трубки деформируется, стремясь приобрести наиболее устойчивую форму окружности. При этом свободный (заглушённый) конец трубки перемещается на величину, пропорциональною измеренному давлению. Принципиальная схема показывающего манометра с одновитковой трубчатой пружиной приведена на кл. доске Выбор зазоров в шарнирных и зубчатых зацеплениях обеспечивается спиральной пружиной (во- лоском), укрепленной одним концом на оси, а другим на кронштейне. Поворот показывающей стрелки отсчитывается по круговой шкале с углом охвата 270°. Регулировка передаточного механизма для обеспечения определенного угла поворота стрелки осуществляется изменением положения точки крепления поводка (тяги) в прорези нижнего плеча зубчатого сектора.
51

Давление подводится через ниппель, который имеет наружную резьбу для соединения прибора с объектом измерения. Ниппель составляет одно целое с основанием, на котором смонтирован весь измерительный механизм и куда впаяна пружина. Корпус прибора круглой формы также крепится к основанию. В него вложена шкала в форме циферблата и вставлена застекленная крышка. Трубчатые манометры общего назначения изготовляются на предельные давления от 0,5 до 2000 кгс/см 2 и могут быть снаб- . жены сигнальными контактами, замыкающими или размыкающими электрическую цепь при достижении заданного давления (рис.2,25). Контакты замыкаются и размыкаются непосредственно самой стрелкой манометра и устанавливаются на нужные отметки шкалы с помощью приспособления, выведенного на лицевую часть через защитное стекло. Контрольные манометры (рис2.25, б) имеют дополнительную стрелку, свободно посаженную на ось под основной рабочей стрелкой. С возрастанием давления рабочая стрелка перемещает контрольную, а с уменьшением его контрольная стрелка остается на месте, показывая величину максимального давления, измеренного манометром. Для измерения давления горючих или ядовитых газов служат специальные приборы, корпуса которых окрашены в разные цвета, а шкалы снабжены соответствующими надписями. Например, кислородные манометры окрашены в голубой цвет, водородные — в зеленый, ацетиленовые — в белый и т. д. В самопишущих манометрах обычно применяются многовитковые трубчатые пружины, называемые геликсами. Гелнкс можно рассматривать как последовательно соединенные одновитковые трубчатые пружины. Он представляет собой трубку овального сечения, навитую по винтовой линии. Благодаря этому перемещение свободного конца геликса при одинаковом давлении гораздо больше, чем у одновитковой пружины.
52

Схема самопишущего манометра с многовитковой пружиного типа МГ представлена на рис.2.26. Давление через капилляр 1 впаянный в неподвижный конец геликса 2, передается во внутреннюю полость. Под действием давления пружина раскручивается и вращает ось 3, на которой жестко укреплен рычаг 4, связанные шарнирно тягой 5 с поводком 6. Поводок, закрепленный на оси 7 вращает мостик пера 8. Размах пера регулируется винтом 9, пе- ремещающим каретку 10 с тягой. В нулевое положение перо устанавливается поворотом эксцентрика. Более точная установка нуля осуществляется изменением положения стрелки с пером 11 относительно мостика. Величина давления записывается чернилами на дисковой диаграмме, вращаемой либо часовым механизмом с суточным заводом, либо синхронным двигателем СД- 60 с редуктором. Для измерения двух величин давлений самопишущие манометры имеют со ответственно две многовитковые пружины. В этом случае пере сдвинуты относительно друг друга, что обеспечивает раздельную запись показаний. Манометры с многовитковой трубчатой пружиной выпускают на следующие пределы измерения: 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100, 160 кгс/см 2 . В приборах МСТМ-410 и МСТМ-430 (с записью дв давлений) привод диска диаграммы осуществляется от часового механизма, в приборах-МСГМ-610 и MСГM-630 — от синхронного двигателя.
53

Для измерения сравнительно небольших давлений и разреже ний применяются манометры с чувствительным элементом в виде, сильфона (гармониковой мембраны) или пластинчатой мембраны. Сильфонные манометры применяют для измерения давлений от 0,3 до 5—10кгс/см 2 . Мембранные манометры (рис.2,27 ) широко используются для измерения давления загрязненных жидкостей. Измерительная мембрана в этом случае выполняет также функцию разделителя. Класс точности таких манометров обычно не бывает выше 1,5—2,5, что обусловлено нелинейностью хода мембраны, большей, чем у обычных трубчатых манометров, а также необходимостью применения множи- тельного механизма с большим передаточным числом. Кроме того, мембранные манометры имеют ряд существенных недостатков (большие габариты, необходимость индивидуальной градуировки и т. д.), которые ограничивают область их применения по сравнению с трубча- тыми и сильфонными манометрами. Однако в некоторых специальных случаях при измерении давления агрессивных сред, вязких или загрязненных жидкостей мембранные манометры и мано вакуумметры являются удобными и даже незаменимыми. Пределы измерения дав ления этими манометрами обычно 0,2 — 30 кгс/см 2 . Грузопоршневые манометры являются основным средством поверки образцовых манометров. В них давление создается с помощью ручного пресса и измеряется путем сравнения его с весом грузов, действующих на разделительный поршень, имеющий определенную площадь поперечного сечения. Измерительная часть прибора (рис.2.28) состоит из полированного поршня 2, притертого по цилиндру 1. На верхнем конце поршня расположена тарелка 3 с грузами 4. Зазор между поршнем и цилиндром составляет всего несколько микрон, что обеспечивает достаточную герметичность при перемещении поршня вдоль цилиндра Полость иод измерительным поршнем, заполненная жидкостью, сообщается каналом с прессом винтового типа, поршень 9 которого снабжен уплотнительной резиновой манжетой. Если вес поршня и грузов G, то в жидкости, заполняющей прибор, создается давление где S , —эффективная площадь поршня
54

За счет изменения веса грузов в жидкости можно создавать различные давления. Обычно вес грузов подгоняется таким образом, чтобы создавать давление в целых числах или десятых долях кгс/см 2 . Внутренняя полость пресса соединена каналами со штуцерами 8 и 5 для присоединения поверяемых приборов. Для заполнения манометра жидкостью служит воронка 7. Перед измерениями поршневой манометр устанавливают строго по уровню, а тарелку с грузами во время измерений вращают от руки. Внутренняя полость заполняется рабочей жидкостью при помощи поршня 9, который засасывает жидкость из воронки. При этом полость сообщается с атмосферой и измерительный поршень находится в крайнем нижнем положении на упоре, не создавая давления. Подключив поверяемый прибор 6 к штуцеру манометра и закрыв вентиль, сообщающий внутреннюю полость с атмосферой, поршнем 9 начинают повышать давление до тех пор, пока измерительный поршень с грузами не приподнимется. В этот момент давление в системе соответствует определяемому по формуле. Произведя аналогичные операции при разных G, можно проконтролировать правильность показаний поверяемого прибора в пределах всей его шкалы. Промышленностью выпускаются грузопоршневые манометры на предельные давления 50, 250 и 600 кгс/см 2 . Действие электрических манометров основано на изменении электрических свойств некоторых материалов при изменении действующего на них давления (в настоящем учебнике эти приборы не рассматриваются).
ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗА
Для оценки количества вещества (жидкости, газа или сыпучего тела), проходящего в единицу времени через поперечное сечение трубопровода, пользуются понятием расхода. Если количество
55

вещества выражено его объемом, то расход где V — объем вещества, проходящего через трубопровод за время t. Если же количество вещества выразить через его массу М или вес G, то расход будет соответственно равен: В соответствии с этим различают объемный w , массовый м w и весовой q расходы. Массовый и весовой расходы связаны с объемным расходом простыми соотношениями: где р и
У
— соответственно плотность и удельный вес вещества. Объемный расход w прямо пропорционален скорости потока u . Если площадь поперечного сечения потока п S то В том случае, когда вещество движется по трубопроводу и полностью его заполняет, вместо площади поперечного сечения потока в формулу п S (2.10) подставляют значение площади сечения трубопровода S Т Таким образом, с помощью расхода вещества определяется не только общее количество его, прошедшее через трубопровод за данное время, но и скорость потока. Следует раз- личать два понятия расхода: средний расход за некоторый промежуток времени и мгновенный расход, т. е. расход вещества в данный момент времени. Расходы и количество вещества замеряются расходомерами и счетчиками. Приборы, действие которых основано на измерении мгновенного расхода, принято называть расходомерами: приборы, с помощью которых определяется количество вещества, называются счетчиками. Расходомеры, как правило, могут выполнять функцию счетчиков, если их показания суммируются с помощью различных счетных механизмов. Счетчики используются только для измерения среднего расхода. Для этого следует количество вещества, измеренное счетчиком, разделить на время измерения. В зависимости от того, измеряется ли объемный или массовый расход, различают соответственно объемные или массовые расходомеры. По принципу действия приборы для измерения расходов жидкости и газа подразделяются на ряд групп. Приборы, действие которых основано на измерении перепада давления, соз- даваемого в зависимости от расхода с помощью различных сужающих устройств, относятся к расходомерам переменного перепада давлений. Приборы, действие которых основано
56

на последовательном отсчете порций вещества, проходящего за каждый ход или поворот рабочего элемента прибора, называются объемными, или весовыми, счетчиками. Приборы, чувствительный элемент которых (поплавок, диск, поршень) перемещается в обтекающем его потоке в зависимости от величины рас- хода, называются расходомерами обтекания. В промышленности широко используются счетчики, у которых чувствительный элемент (крыльчатка, турбинка, шарик) совершает под действием потока непрерывное вращательное движение со скоростью, пропорциональной измеряемому расходу. Эти приборы называются тахометрическими расходомерами (счетчиками). Существуют также приборы, основанные на использовании магнитной индукции, на смещении ультразвуковых колебаний, на зависимости количества тепла от скорости потока газа (термоанемометры) и т.
п.

Расходомеры переменного перепада давления
Приборы этого типа, применяемые для измерения расходов жидкости, газа или пара, состоят из трех элементов: 1) сужающего устройства, устанавливаемого внутри трубопровода и создающего перепад давления, величина которого зависит от расхода потока; 2) дифманометра, измеряющего перепад давлений, но градуированного обычно в единицах расхода; 3) соединительных трубок, передающих перепад давления от сужающего устройства к дифманометру. Для вывода основной формулы расхода (зависимости между расходом жидкости и перепадом давления) рассмотрим движение несжимаемой жидкости через сужающее устройство — диск с центральным отверстием (рис.2.29). При проходе через отверстие диска значительно увеличи- вается скорость потока, так как площадь отверстия меньше, чем площадь трубопровода. Из курса элементарной физики известно, что в тех местах, где скорость потока больше, давление (потенциальная энергия) жидкости падает за счет увеличения ее кинетической энергии. Эта зависимость выражается формулой "Бернулли
57

где 1 u и 2 u — средние скорости потока в сечениях I—I и II—II; 1 р и р 2 — давления жидкости в тех же сечениях. Учитывая, что расход жидкости в любом сечении трубопровода должен быть одинаковым, можем написать где S T — площадь поперечного сечения трубопровода; 2 S — площадь потока в самом узком месте (в сечении II—II). Решая совместно уравнения (2.11 ) и (2.12), получим выражение для скорости потока в сечении II—II: Вместо площади потока S 2 в формулу (2.13 ) можно подставить площадь отверстия диска S o , с учетом коэффициента сужения сечения потока m = S 2 : S o Тогда Подставив значение 2 u в уравнение объемного расхода 0 2 S wmu = и одновременно введя обозначение напишем уравнение объемного расхода в следующем виде: где a — коэффициент расхода. В реальных условиях коэффициент расхода не остается постоянным. Так как его величина зависит о г формы сужающего отверстия, вязкости жидкости, трения потока и ряда других факторов, значение a определяется опытным путем. Уравнения массового и весового расходов жидкости будут иметь вид При измерении схода газа или пара необходимо учитывать уменьшение плотности r вследствие понижения давления,
58

давление потока (статическое плюс динамическое). цели в трубопровод рядом с первой поместить вторую трубку, воспринимающую только статическое давление, и соединить обе с дифманометром, то показания последнего будут соответствовать только динамическому давлению. Следовательно, измеряемый перепад давления будет зависеть от скорости движения жидкости. Сочетание трубки Пито с трубкой статического давления называется напорной трубкой. Трубка Пито обычно помещается внутри трубки, измеряющей статическое давление. Наружная трубка имеет отверстия, расположенные на боковой поверхности для восприятия статического давления (рис.2.30, а). Напорные трубки используются при измерении расходов газа, определяемых по формулам где D — диаметр трубопровода в мм; Н в к Н рт — перепад давления, измеренный дифманометром, соответственно в мм вод. ст. или мм рт. ст.; в р и р т р — абсолютное давление газа в трубопроводе в мм вод. ст, или мм. рт. ст.; r 0 — относительная плотность газа; Т — абсолютная температура газа в К. Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1 /з от стенки трубопровода. Для измерения расхода газа при выпуске его в атмосферу применяются трубки Пито без трубки статического давления. В этом случае трубка устанавливается по центру выходного сечения трубопровода. Если высота столба жидкости в манометре не превышает 640 мм рт. ст. (8700 мм вод. ст.), объемный расход газа Кроме описанных сужающих устройств при испытании газовых скважин для измерения расходов широко используются специальные
59

сужения, называемые шайбными п диафрагменными измерителями. Шайбный измеритель (см. рис.2. 30, б) представляет собой патрубок с внутренним диаметром 50 мм, в который вставляются шайбы с центральным отверстием диаметром от 3 до 30 мм. На боковой поверхности патрубка имеется ниппель для соединения с жидкостным двухтрубным манометром. Расход газа при установке шайбы с диаметром отверстия d u Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) отличается от шайбного измерителя в основном тем, что вместо набора шайб применяется набор диафрагм с диаметром отверстия от 1,59 до 16,20 мм. ДИКТ (cv. рис.2.30., в) состоит из корпуса диаметром 50 или 100 мм с отверстиями для подсоединения манометра и стакана для установки термометра; кроме того, имеются и продувочные отверстая. ; Д,ИКТ применяется для измерения больших расходов, когда скорость истечения газа равна или больше скорости критического истечения. Дело в том, что расход с ростом перепада давления (p 1 — 2 р ) увеличивается только до тех пор, пока отношение p 1 : 2 р не станет равным примерно 0,55. При дальнейшем уменьшении этого отношения расход через отверстие нормальной диафрагмы останется неизменным. Скорость истечения газа при этом и будет являться критической. Дальнейшего увеличения скорости можно достигнуть только с помощью специальных диафрагм, используемых в ДИКТе. Расход газа в этом случае где р — абсолютное давление перед диафрагмой в кгс/см 2 ; С — коэффициент, принимаемый постоянным для данной диафрагмы (определяется по таблицам); z— коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р. Для измерения перепадов давления в расходомерах применяются дифмаиометры различных типов: трубные жидкостные используются в основном для измерения расходов в лабораторных условиях и для проверки других дифманометров на месте установки; поплавковые и мембранные дифмаиометры—в качестве стационарных технических приборов. Поплавковые дифманометры (рис.2.31.) основаны на таком же принципе действия, что и двухтрубные жидкостные. Отличие их от последних состоит в том, что отсчет показаний ведется не прямо по высоте столба ртути, а по перемещению поплавка, плавающего на поверхности ртути в одном из колен. Дифманометр имеет два металлических сосуда 1 и 2, соединенных трубкой 11.
60

К сосуду большего диаметра 1 (плюсовой) подается более высокое давление, чем в минусовой сосуд 2 Под действием перепада давлений ртуть из плюсового сосуда вытесняется в минусовой При этом поплавок 9 опускается в соответствии с изменением уровня в плюсовом сосуде. Перемещения поплавка механическим или электрическим способом передается отсчетному устройству. На рис 2.31. приведен вариант механического преобразователя перемещений поплавка с помощью рычага 8, который поворачивает ось 6, выведенную из сосуда с давлением через уплотнительную муфту 7. Эта ось через передаточно-множительный механизм вращает стрелку прибора При электрическом способе преобразования на поплавке монтируется шток из немагнитного материала и сердечника Перемещения сердечника внутри немагнитной трубки вызывает изменение э. д. с, которое регистрируется с помощью вторичного прибора Для получения разных пределов измерения при одном и том же ходе поплавка минусовые сосуды имеют различный диаметр и высоту Чем больше диаметр сосуда, тем, очевидно, меньше будет предел измерения прибора Соотношение диаметров сосудов подбирают таким образом, чтобы при разных пределах измерения уровень ртути в плюсовом сосуде изменялся па одну и ту же величину Верхняя часть дифманометра снабжена вентильной головкой, состоящей из двух запорных 3 и одного уравнительного вентиля 4. Запорные вентили служат для отключения сосудов прибора от давления, передающегося через импульсные трубки При открытом уравнительном вентиле плюсовой и минусовой сосуды сообщаются. Под поплавком расположен предохранительный клапан, разобщающий сосуды при превышении пределов измерения Для заполнения прибора ртутью и ее слива в крышке плюсового сосуда и в соединительной трубке имеются отверстия, закрываемые пробками 5 и 10 Поплавковые дифманометры надежны в работе, однако их изготовление и эксплуатация осложняются наличием ртути, пары которой ядовиты Поэтому в последнее время для измерений рас- ходов все шире применяют дифманометры других типов Мембранные дифманометры типа ДМ (рис2.32.) — бесшкальные приборы, преобразующие определяемую разность давлений в электрическую величину, измеряемую вторичным прибором Чувствительным элементом здесь является мембранный блок, состоящий из двух мембранных коробок 1, каждая из которых сварена из двух мембран одинакового профиля Внутренние полости коробок заполнены дистиллированной водой и сообщаются между собой. 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 давлении в плюсовой (нижней) и минусовой
61

(верхней) камерах нижняя коробка сжимается, жидкость из нее перетекает в верхнюю коробку, вызывая перемещения сердечника. Измеряемая разность давлений уравновешивается силами упруго деформации мембранных коробок. При односторонних перегрузках повреждения коробок не происходит, так как обе мембраны складываются по профилю, вытесняя всю жидкость во вторую коробку. Монтаж расходомеров Диафрагма монтируется на прямолинейном участке трубопровода, причем центр ее отверстия должен совпадать с осью трубопровода. Отклонение от сооснос не должно превышать 0,01 диметра трубопровода Соединительные трубки от диафрагмы до дифманометра во избежание резких перегибов прокладываются по кратчайшему расстоянию. Соединительная линия должна быть совершенно герметичной, а длина ее находится в пределах 3—50 м при внутреннем диаметре не менее
62

9 мм. Соединительные линия, чтобы в них не образовались воздушные пробки (при измерении расхода жидкости) или не осаждался конденсат (при измерении расхода газа), прокладывают с уклоном не менее 1 : 10 в сторону сужающего устройства. При измерении расхода воздуха или газа (особенно агрессивного) в соединительные линии в непосредственной близости к сужающему устройству встраивают разделительные сосуды или фильтры. Трубки при этом присоединяют к верхней части трубопровода (рис.2.33.а). Если из- меряют расход жидкости, соединительные трубки присоединяют к нижней части трубопровода (рис.2.З3,б). В тех случаях, когда свойства измеряемой среды или условия эксплуатации не позволяют осуществить непосредственное подключение дифманометра к сужающему устройству (например, при измерении рас- хода нефти), дифманометр и участки соединительных линий между ним и разделительным сосудом заполняются разделительной жидкостью (водой, гли- церином, легкими минеральными маслами и др.). Эта жидкость не должна химически взаимодействовать ни с измеряемой средой, ни с уравновешивающей жидко- стью (ртутью). Дифманометры монтируются в последнюю очередь после установки сужающего устройства и прокладки соединительных линий с разделительными и конденсационными сосудами. При измерении расхода пара или горячих жидкостей прибор должен быть удален от трубопровода не менее чем на 6 м. Поплавковые дифманометры устанавливаются по отвесу на минусовом сосуде.
Объемные и тахометрические приборы
Объемные счетчики обеспечивают высокую точность измерений, так как в основу их принципа действия положен метод измерения объемов жидкостей мерными баками, которые применяются обычно для тарировки расходомеров других типов. В простейшем объемном счетчике (рис.2.34 ) операция переключения осуществляется за счет энергии самой жидкости. Мерный бак 3 расходомера, состоящий из двух отсеков А и Б, может свободно вращаться на оси 2. При полностью заполненном отсеке
63

L , когда жидкость начнет переливаться через желоб, мерный бак вследствие смещения его центра тяжести опрокинется, и жидкость будет наливаться в отсек 5. Цикл измерения повторится после заполнения отсека Б. Число поворотов оси мерного бака регистрируется счетчиком. Зная объем отсеков А и Б, по частоте вращения оси, равной числу поворотов в единицу времени, определяют количество и средний расход жидкости за время работы счетчика. Объемные счетчики отличаются в основном конструкцией рабочих элементов. В зависимости от этого различают счетчики с овальными шестернями, поршневые и ротационные. Объемные счетчики обычно именуются по роду контролируемой жидкости или газа, например газовый ротационный счетчик PC, бензосчетчик ДБ, мазутомер поршневой МП и т д. Тахометрические расходомеры и счетчики состоят из звена, воспринимающего поток вещества и преобразующего его со вращение ротора, а также тахометрического устройства, измеряющего частоту (скорость) вращения ротора (число оборотов), В зависимости от этого они на- зываются либо скоростными тахометрическими расходомерами, либо счетчиками. По принципу действия скоростные расходомеры близки к турбомашинам. Конструктивно чувствительный элемент выполняется в виде турбинки или крыльчатки (вертушки), приводимой во вращение набегающим потоком. Между скоростью движения жидкости и частотой вращения турбинки имеется в определенных пределах прямая пропорциональность. На рис. 2.35 изображен счетчик жидкости с горизонтальной вертушкой. Поток жидкости в корпусе прибора выравнивается струевыпрямителем 3 и направляется на лопатки вертушки 5, которая выполнена в виде многозаходного винта Через червячную пару 6 вращение вертушки передается счетному устройству 2, которое помещается в камере 1, изолированной от измеряемой среды Герметизация обеспечивается сальниковым уплотнением валика передаточного механизма, соединенного с входным валиком счетного устройства. Расходомеры обтекания в зависимости от способа уравновешивания гидродинамического давления потока делятся на приборы постоянного перепада давлений и поплавково-пружинные. К расходомерам постоянного перепада относят ротаметры различных типов. Состоят они из конической трубки и поплавка. Принцип действия ротаметров основан на использовании зависимости между расходом вещества и положением (высотой подъема li) поплавка в конической трубке. Перепад давления на поплавке уравновешивается при любом расходе его весом.
64


65

Высота подъема поплавка и измеряемый расход связаны зависимостью где h — высота подъема поплавка; a — угол конуса трубки; G — вес поплавка.
ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР

Понятие о температурной шкале
Температурой тела называют величину, характеризующую его степень нагретости. Оценивая температуру тела, мы обычно сравниваем степень нагрегости этого тела идругого, температура которого принята за начальную. Такой начальной температурой можно условиться считать, например, температуру, соответствующую точке таяния льда. Известно, что все физические свойства тел находятся в той или иной зависимости or степени их нагретости. Например, нагревая воду, можно довести ее до кипения и получить пар, а охлаждая получить лед. Поэтому для установления единицы измерения температуры прежде всего следует выбрать какое-либо физическое свойство тела, однозначно зависящее от степени его нагретости, которое можно достаточно точно измерить и воспроизвести. Выбрав, например, для этой цели свойство воды кипеть и замерзать определенной температуре, мы тем самым выбираем температурную
66

шкалу. Если оценку температуры производить по изменению других физических свойств тела и выбрать соответствующий интервал, ограниченный двумя легковоспроизводимыми опорными (реперными) точками, то, значит, мы выбираем другую температурную шкалу. Разделив выбранный температурный интервал на ряд равных частей, мы установим единицу измерения температуры — градус Например, если произвольно принять точку таяния льда при атмосферном давлении за нуль температуры, а точку кипения воды за 100 и разделить этот интервал на 100 равных частей, то одна сотая доля интервала (один градус) будет являться единицей измерения температуры Следовательно, температурная шкала — это температурный интервал, ограниченный выбранными опорными точками, а градус — это часть шкалы, соответствующая одному делению температурной шкалы. На практике применяют термодинамическую температурную шкалу и международную практическую температурную шкалу. Учитывая, что в природе не существует тел с физическими свойствами, которые были бы связаны с температурой строго прямой зависимостью, для построения термодинамической температурном шкалы были использованы законы термодинамики. Было установлено, что термодинамическая шкала совпадает со шкалой газового термометра, заполненного идеальным газом: изменение его объема при постоянном давлении пропорционально изменению температуры по термодинамической шкале. Единицей' измерения температуры по этой шкале системой СИ установлен кельвин (К). Кельвин — 1/27316 часть термодинамической температуры тройной точки воды. Эта точка соответствует одновременному существованию в некотором объеме (равновесию) твердой, жидкой г газообразной фаз воды. В международной температурной шкале единицей измерения является градус Цельсия. Нулевая точка этой шкалы соответствует значению 273,15
К
по термодинамической температурной шкале, деление шкалы — один градус Цельсия равен Кельвину. Температура тел измеряется двумя методами: контактным бесконтактным. Приборы, предназначенные для измерения температуры контактным методом, называются термометрами, бесконтактным — пирометрами. По принципу действия термометры разделяются на: термометры расширения, действие которых основано на использовании зависимости объема вещества от температуры; манометрические термометры, основанные на использовании зависимости давления вещества при постоянном объеме от температуры; термометры сопротивления (на зависимости электрического сопротивления вещества от температуры); термоэлектрические (на зависимости термоэлектродвижущей силы термопары от температуры). Действие пирометров основано па использовании теплового излучения нагретых тел
67

Для измерения температур в нефтяной и газодобывающей про- мышленности наиболее распространены термометры расширения, сопротивления и манометрические термометры.
Термометры расширения
Если какую-либо жидкость, заключенную в резервуар, нагреть, то ее объем увеличится. Приращение объема можно измерить, соединив резервуар с трубкой небольшого диаметра (капилляром), по высоте столбика жидкости в ней. Термометры, в которых в качестве тела расширения используется жидкость, называются жидкостными. Обычно резервуар этих термометров изготавливается из стекла, отчего их называют также жидкостно- стеклянными, а в зависимости от типа жидкости — ртутными или спиртовыми. Спиртовые термометры применяются главным образом для измерения низких температур до —100° С, а ртутные — для измерения температур в широком диапазоне: от —38 (температура затвердевания ртути) до +500° С Выбор ртути в качестве заполнителя обусловлен прежде всего тем, что она не смачивает стекло, не окисляется и ее коэффициент объемного расширения до температуры +200° С изменяется незначительно. Ртутные стеклянные термометры подразделяются на палочные и с вложенной шкалой. Палочный термометр представляет собой толстостенную трубку с капиллярным отверстием; на внешней поверхности трубки нанесены деления шкалы. Пространство в капилляре над ртутью заполняется инертным газом (обычно азотом). В термометрах с вложенной шкалой капилляр помещен в стеклянную трубку, припаянную к резервуару. Шкала представляет собой пластинку из молочного стекла с нанесенными делениями, расположенную в трубке за капилляром. На точность измерения температуры с помощью жидкостных стеклянных термометров влияет глубина их погружения в измеряемую среду. Показания термометра верны, если глубина погружения равна высоте столбика ртути. Тогда ртуть, находящаяся в резервуаре и капилляре, имеет одинаковую температуру, что соответствует условиям градуировки прибора. Если же столбик ртути находится вне измеряемой среды, температура его в капилляре будет зависеть от температур измеряемой среды и окружающего воздуха. Чем больше разность этих температур и чем большая часть ртутного столбика находится над измеряемой средой, тем менее точно будет измерена температура среды. Поэтому к показаниям термометра необходимо сделать поправку, которая подсчитывается по формуле где t D —поправка в °С; a — коэффициент линейного расширения столбика ртути в капилляре (примерно 0,00016); h в — высота выcтупающей
68

части столбика в °С, и t , и c t — измеряемая температура и температура окружающей среды в °С. Жидкостные термометры отличаются простотой конструкции и дешевизной при удовлетворительной точности. Для удобства монтажа и предохранения от повреждений стеклянные термометры помещают в металлическую оправку. В зависимости от назначения ртутные термометры могут быть контактными и максимальными. В первых, t один из контактов впаян в нижней точке капилляра и всегда соприкасается с ртутью, а второй впаян в капилляр на определен ной отметке шкалы и замыкается ртутью только при достижении соответствующей температуры. Если необходима сигнализация двух предельных значениях температуры, в капилляр на разных отметках шкалы впаивают два контакта. Контактные термометры применяются для сигнализации о достижении определенной температуры и в схемах автоматического поддержания ее в заданном диапазоне. Максимальные ртутные термометры в месте присоединения ка пилляра к резервуару имеют сужение. С понижением температур ртуть в резервуаре в месте сужения отрывается от столбика ртути находящейся в капилляре, который остается на уровне наибольшего значения измеренной температуры. Для возвращения ртути в резервуар необходимо встряхнуть термометр. Максимальные ртутные термометры применяются в медицине, метеорологии и в глубинных приборах для определения величины температурной по правки. Кроме жидкостных к термометрам расширения относятся также приборы, действие которых основано на тепловом расширении твердых тел, например стержней. Приборы этого типа называются дилатометрическими термометрами. Особой разновидностью таких термометров являются биметаллически термометры, чувствительным элементом которых служит н б металл — материал, изготовленный из двух металлов с различными коэффициентами линейного расширения. Биметалл выполняется в виде ленты, состоящей из верхней и нижней пластин. При нагревании обе пластины удлиняются, но неодинаково, и лента и изгибается в сторону пластины с меньшим коэффициентом расширения. Если же из ленты вырезать полосу и навить ее в виде спиральной или винтовой пружины, можно получить при нагревании большой угол поворота свободного конца пружины, для отсчета которого не потребуется передаточно-множительный механизм. Дилатометрические и биметаллические термометры применяются главным образом в качестве сигнализаторов температуры
в
схемах автоматического регулирования.
Монометрические термометры
Если, например, в жидкостном термометре резервуар, заполненный ртутью, не соединить с капилляром, а изолировать от внешней среды, то при нагревании давление ртути внутри резервуара
69

будет повышаться. Соединив резервуар с манометром, можно измерить давление в резервуаре, а следовательно, и определить соответствующую температуру. Манометрические термометры обычно представляют собой резервуар, соединенный металлическим капилляром с манометром (рис. 36). Резервуар 1 (термобаллон) представляет собой металлический толстостенный сосуд, объем которого Практически не изменяется с увеличением давления внутри его. Термобаллон защищен кожухом 4, а капилляр 2 — 1ибкой трубкой 5. Вторичным прибором является манометр с трубчатой пружиной 3. В зависимости от заполнителя среди манометрических термометров выделяют жидкостные и газовые. Особую группу мано- метрических термометров составляют приборы, действие которых основано на использовании зависимости давления насыщенных паров жидкости от температуры Эти термометры называются конденсационными. В качестве заполнителей в них применяют жидкости, кипящие при низких температурах (ацетон, бензол, фреон и т. д.). В газовых термометрах термобаллон заполняется инертным газом (азот, гелий) пол давлением выше атмосферного Конденсационные термометры имеют неравномерную шкалу, так как давление насыщенных паров не пропорционально температуре. На погрешность жидкостных манометрических термометров су- щественно влияют колебания температуры окружающей среды, особенно при большой длине капилляра. Так как в измеряемой среде помещается обычно только термобаллон, а капилляр находится па воздухе, то температура жидкости в термобаллоне и капилляре неодинакова. Следовательно, давление в замкнутом объеме всей термосистемы будет зависеть также от температуры окружающего воздуха (сравните с погрешностью жидкостных термометров вследствие неполного погружения резервуара). Чем меньше разница в объемах термобаллона и капилляра, тем больше погрешность, вызываемая колебаниями температуры окружающей среды. Для ее уменьшения необходимо увеличить объем термобаллона или уменьшить длину капилляра. Увеличение объема термобаллона газовых термометров вызывает соответствующее увеличение их тепловой инерционности вследствие
70

плохого теплообмена и малой теплопроводности газа. В газовых термометрах длину капилляра рекомендуется назначать не более 60 м, а у жидкостных — не более 10 м. Погрешность конденсационных термометров в меньшей степени зависит от температуры окружающей среды, так как давление насыщенных паров зависит только от температуры на границе раздела жидкость — пар, которую всегда можно получить в термобаллоне. Поэтому длина капилляра может быть увеличена до 75 м.
Термометры сопротивления
С повышением температуры на 1°С сопротивление большинства металлов увеличивается в среднем па 0,4—0,6%. Еще более заметно влияет температура на сопротивление полупроводников (окислов металлов): сопротивление их изменяется в 8—15 раз по сравнению с металлами. Термометр сопротивления (рис. 37) обычно представляет собой отрезок металлической (платина, медь) проволоки или ленты, навитой на каркас из изоляционного материала, и помещенной в защитный кожух. Для измерения электрического сопротивления проволоки термометры имеют вторичные приборы, в качестве которых применяются мосты и логометры. Мост состоит из четырех сопротивлений ( 1 ; R 2 ; R 3 ; R 4 R ), которые образуют четыре его плеча. В одну диагональ моста (точки А и В) включен источник питания, а во вторую (точки Б и Г) — нулевой индикатор И. Чтобы в измерительной диагонали ток стал равен нулю, между сопро- тивлениями должно выдерживаться соотношение т. е. произведения сопротивлений противолежащих плеч должны быть равны. Если известны значения сопротивлений трех плеч, то значение четвертого легко определить из указанного соотношения. Для измерения температуры в одно из плеч моста включается чувствительный элемент термометра сопротивления. При изменении его сопротивления в измерительной диагонали моста потечет ток, что будет отмечено индикатором. Значение сопротивления, соответствующее измеренной температуре, определяется путем подбора сопротивления, при котором наступит равновесие моста, т. е. отсутствие тока в измерительной диагонали.
71

Если, например, от действия температуры увеличилось сопротивление 1 R , то можно так подобрать сопротивление 4 R , чтобы произведение плеч вновь стало равным. Тогда новое значение R 1 определится по формуле Платиновые термометры сопротивления применяются для измерения температур в диапазоне от -200 до + 600° С, медные от —50 до +180° С. Чувствительными элементами полупроводниковых термометров сопротивления являются термисторы. Термоэлектрические термометры состоят из термопары и электроизмерительного прибора. Термопара представляет собой соединение двух проводников, изготовленных из разных металлов. При нагревании места соединения (спая) этих проводников в термопаре появляется термоэлектродвижущая сила, величина которой пропорциональна измеряемой температуре. Термоэлектродвижущая сила, возникающая в спае, очень мала, поэтому для ее измерения применяют в комплекте с термопарой высокочувствительные электроизмерительные приборы: милливольтметры и потенциометры Сама термопара помещается в защитный кожух и соединяется со вторичным прибором проводами. Спай термопары, находящийся в кожухе, изолируется фарфоровым наконечником, помещенным на дне металлической трубки. Этот спай называется горячим, так как он расположен в месте измерения температуры. Для включения измерительного прибора разрывают цепь в одном из спаев или цепь одного из термоэлектродов. В последнем случае спай, удаленный от места измерения, называется холодным.
72

Глава
3

ГЛУБИННЫЕ ПРИБОРЫ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ
Все виды глубинных измерений можно подразделить на три основные группы: 1) измерение абсолютного значения величины на забое скважины; 2) измерение величины в функции времени; 3) измерение величины в функции глубины по стволу скважины. Выполнение этих видов измерений только с помощью приборов общепромышленного назначения, монтируемых на поверхности, сопряжено, как правило, с большой погрешностью результата, а в некоторых случаях просто невозможно (например, при измерении температуры по стволу скважины, определении дебитов отдельных пропластков и т. д.). Поэтому для измерений непосредственно в скважинах применяют различные типы специальных приборов и устройств (глубинные приборы). При исследованиях скважин используют два основных типа глубинных приборов: 1) с местной регистрацией (показания записываются в глубинном снаряде, спускаемом в скважину); 2) дистанционные (показания передаются по кабелю на поверхность, где отсчитываются и регистрируются). Приборы с местной регистрацией обычно спускаются в скважину на проволоке. Дистанционные приборы содержат глубинный снаряд, спускаемый в скважину на одно- или трехжильном кабеле. Имеются конструкции глубинных приборов (лифтовых), спускаемых в скважину с колонной эксплуатационных труб и предназначенных для контроля работы глубинных насосов в течение длительного времени (от 7 суток и выше). Кроме приборов, обеспечивающих измерение одной какой- либо величины (давления, температуры, или расхода), в последние годы были созданы дистанционные приборы (комплексные) для одновременного измерения двух и более величин. Глубинный снаряд их содержит несколько измерительных преобразователей, а вторичный прибор обеспечивает одновременную регистрацию (отсчет) двух или более показаний. Широко применяются глубинные приборы с местной регистрацией (манометры, дифманометры, термометры, дебитомеры и пьезографы), которые просты по конструкции и удобны в эксплуатации. Рассмотрим общие конструктивные особенности этих приборов.
73

По степени точности глубинные приборы подразделяются на рабочие, имеющие приведенную погрешность 0,5—1,5%, и прецизионные, приведенная погрешность которых не превышает 0,25% от предела измерения.
Пружинно-поршневые манометры
Принцип действия манометров этого типа состоит в том, что измеряемое давление воспринимается поршнем, перемещающимся в самоуплотняющемся сальнике, и уравновешивается натяжением винтовой цилиндрической пружины Внутренняя полость корпуса прибора 1 (рис. 3.1.) разделена поршнем 4, уплотненным кольцом 3, на две части. Полость Б, в которой помещается часовой привод 7 с барабаном б, находится под атмосферным давлением Полость А, заполненная рабочей жидкостью, сообщается через отверстие в корпусе с внешней средой. Под действием давления в скважине поршень 4 перемещается в полость Б, растягивая измерительную пружину 2, второй конец которой закреплен неподвижно. Перемещение поршня будет происходить до тех пор, пока сила давления не уравновесится натяжением пружины. Это перемещение записывается пишущим пером 5, жестко соединенным с поршнем, на бланке, вставленном в барабан 6, вращаемым равномерно валом часового привода 7. Условие равновесия сил, приложенных к поршню при давлении Р можно записать в виде равенства где S — площадь поперечною сечения поршня; с — жесткость пружины, обратно пропор- циональная ее чувствительности; L — перемещение (ход) поршня под действием давления р . Из равенства (3.1) легко определить по известным значениям S, с и L давление, зарегистрированное манометром: Так как для данного прибора отношение с : S практически постоянно, ход поршня будет пропорционален измеренному давлению В приборах с уплотненным поршнем ход поршня будет отличаться от вычисленного по формуле (3.2) на некоторую величину зависящую от трения в уплотнительном кольце. Учитывая, что сила трения F всегда направлена в сторону,
74

противоположную направлению движения, перемещение поршня при измерении возрастающих давлений (ход вверх) а при измерении убывающих давлений (ход вниз) Таким образом, разность между ходами поршня, равная определяется в основном силой трения F, которая в свою очередь зависит от давления, материала кольца, вида смазки и др. Вследствие этого значение силы трения нельзя заранее учесть. Поэтому погрешность глубинных пружинно-поршневых манометров главным образом обусловливается трением в сальнике при поступательном перемещении поршня. Если же поршню (или сальнику) принудительно придать вращательное движение, силу трения можно значительно уменьшить, а соответственно уменьшить и погрешность прибора. Па промыслах применяются глубинные пружинно- поршневые манометры трех типов: МГП-ЗМ(без вращения поршня), МГН-1, MIIM4 с вращающимся поршнем. Кроме ник имеется дистанционный лифтовый поршневой манометр ДЛПМ-2М, в котором вращательное движение придается сальнику
75


Техническая характеристика глубинных пружин поршневых

манометров приведена в табл.3.1
Глубинный дистанционный лифтовый манометр ДЛПМ-2М предназначен для исследования шбинно-насос-иых скважин. Он состоит из глубинного снаряда, спускаемого в скважину на конце труб под приемом глубинного насоса, и вторичного прибора: счетчика импульссв с блокирующим устройством. Глубинный снаряд (рис. 3.2) представляет собой пружинно-поршневой прибор, в котором вращательное движение придано корпусу маноблока. Он состоит из маноблока, силового привода вращения и преобразователя перемещения поршня в электрический сигнал. Корпус маноблока 9 смонтирован в подшипниках 8 и 11 и приводится во вращение синхронным электродвигателем 1 через редуктор 2 и вал 4 с зубчатой передачей. Измеряемое давление воздействует на разделительный сильфон 13 и передается жидкости, заполняющей полость маноблока. Внутренняя полость сильфона
76

сообщается с полостью маноблока с помощью штуцера 12, на котором смонтирован неподвижный конец измерительной пружины 10. При вращении корпуса маноблока пружина 10 с поршнем 7 не вращается, так как штуцер 12 закреплен в корпусе глубинного снаряда 14. На свободномконце поршня 7 вместо пишущего пера смонтирован следящий контакт 6, который скользит по барабану 3. На поверхности барабана натянуты две контактные струны 5. Одна из струн размещена в канавке, проходящей по обра- зующей цилиндра, а вторая натянута по винтовой линии. Обе струны соединены
с
токоподводящими кольцами. Сам барабан вращается синхронным двигателем с постоянной скоростью через второй выходной вал редуктора 3. При перемещении поршня под действием измеренного давления следящий контакт 7 поочередно замыкает струны барабана на «землю», создавая импульсы постоянного тока. Время между двумя импульсами при постоянной скорости вращения барабана определяется расстояниеммежду струнами. Так как одна из них навита по винтовой линии, то это расстояние пропорционально высоте барабана. Следовательно, различным положениям следящего контакта относительно барабана будет соответствовать различное время между двумя импульсами. Импульсы постоянного тока передаются по кабелю на поверхность во вторичный прибор. Счетчик импульсов в момент измерения фиксирует количество импульсов переменною тока промышленной частоты, которые прошли за время между двумя импульсами, поступающими из глубинного снаряда. Измеренное счетчиком количество импульсов переменного тока пропорционально измеренному давлению. Глубинный манометр ДЛПМ 2М имеет пределы измерения 15—250 кгс/см 2 , приведенную погрешность 0,35%. Предел рабочей температуры, при которой может эксплуатироваться глубинный снаряд, не должен превышать + 70" С
Геликсные глубинные манометры
Глубинные геликсные манометры с местной регистрацией наряду с ранее описанными приборами пружинно поршневого типа
77

широко применяются для измерения давлений в скважинах. Одним из главных преимуществ глубинных геликсных приборов является возможность использования их для измерения высоких давлений при повышенных температурах. На рис. 3.3. приведена принципиальная схема глубинного геликсного манометра с местной регистрацией. Давление в скважине через отверстие в корпусе прибора 9 передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость разделительного сильфона 10, и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8, Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в барабан 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению. Для получения непрерывной записи давления барабан вместе с диаграммным бланком должен иметь поступательное перемещение. С этой целью барабан соединяется с кареткой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осу- ществляется с помощью часового привода 10, выходной вал которого имеет постоянную скорость вращения. Погрешность глубинных геликсных манометров во многом зависит от' качества регистрирующего механизма. Если, - например, барабан имеет по своей длине конусность, то при одном и том же угле поворота геликса в разных положениях каретки будут записаны различные ординаты. Погрешность может также явиться следствием несоосности оси с пишущим пером относительно оси барабана. Применяемые на промыслах различные типы геликсных глубинных манометров в основном отличаются конструкцией регистрирующих механизмов. Геликсные манометры выпускаются двух типов: МГГ-63/250 и приборы нормального ряда МГН-2. Широко применявшиеся ранее манометры типа МГГ-2У сняты с производства
78

Стр 70
79


ГЛУБИННЫЕ ТЕРМОМЕТРЫ
Особенности измерения температур в скважинах Измерение температур на различных глубинах по стволу эксплуатационных и нагнетательных скважин производится с помощью дистанционных термометров и глубинных термометров с местной регистрацией. Распределение температуры по стволу скважины можно определить путем спуска на различные глубины максимальных ртутных термометров, защищенных от давления окружающей среды прочным металлическим корпусом. Однако такой метод измерения температуры в скважине очень трудоемок и может привести к значительным погрешностям, так как связан с необходимостью проведения нескольких спусков термометра в разное время. Спуск же в скважину гирлянды максимальных термометров — операция довольно сложная. Если необходимо получить кривую, характеризующую изменение температуры во времени, то этот способ вообще практически непригоден. Методы измерения температуры с помощью глубинных регистрирующих термометров позволяют определить за один спуск как распределение температуры по стволу скважины, так и характер ее изменения во времени.
Глубинные манометрические термометры
Принципиальная схема глубинного геликсного термометра отличается от схемы геликсного манометра тем, что внутренняя полость геликса сообщается с полостью термоприемннка, который может быть выполнен либо в виде цилиндра со стенкой большой толщины (термобаллон), либо в виде трубки, навитой по винтовой линии (змеевик) Внуренняя полость термоприемника и геликсной пружины может быть полностью заполнена жидкостью (тогда мы имеем жидкостной термометр ТГГ) либо примерно на 2 /з объема легкокипящей жидкостью (тогда мы имеем конденсационный термометр «Сириус») Глубинные термометры типа ТГГ имеют равномерную шкалу, так как изменение давления жидкости, заключенной в замкнутый объем, прямо пропорционально изменению ее температуры Однако глубинные термометры подвергаются не только воздействию окружающей температуры, но и воздействию давления в скважине. Под действием этого давления корпус термобаллона будет деформироваться, а следовательно, прибор будет реагировать также на изменение давления. Поэтому показания глубинного термометра зависят не только от температуры окружающей
80

среды, но и от давления Даже при сравнительно большой толщине стенки цилиндра термобаллона погрешность от давления при измерении температур порядка 150—200 o С может достигать 3-5% Тепловая инерция жидкостного термометра зависит от времени прогрева термобаллона и геликса. Для уменьшения тепловой инерции термометра объем полости термобаллона должен быть значительно большим, чем объем внутренней полости геликса Кроме того, термобаллон и геликс заполняются иногда жидкостями, имеющими различные коэффициенты объемного расширения, например толуолом ( b т ==1,1 • 10 - 4 ) н водой ( b в — 0,18 10 1 0 - ) Если термобаллон заполнить толуолом, 1 геликс — водой, то тепловая инерция прибора будет меньше, чем при заполнении системы одной жидкостью, так как давление в геликсе в основном будет зависеть от внутреннего давления в термобаллоне, вызванного тепловым расширением толуола Пределы измерения жидкостных термометров типа ТГГ зависят от объема термобаллона. Конструкция глубинных термометров этого типа почти не отличается от конструкции глубинных манометров типа МГГ-63 250, рассмотренных в предыдущем параграфе Глубинные термометры «Сириус» (рис 3.5. ) разработаны на базе геликсных манометров МГН 2 Термоприемник прибора выполнен в виде змеевика 1, полость которого сообщается с полостью геликса 2 Свободный конец геликсной пружины соединен с промежуточным валиком 3, на котором укреп лена втулка 4, несущая на боковой поверхности пишущее перо 5 Температура записывается на диаграммном бланке, вставляемом в барабан 6, который своими выступами поступательно перемещается по пазам, выфрезерованным в трубе 8. Движение барабана осуществляется с помощью часового привода 10, вращающего через редуктор 9 ходовой винт 7 Барабан имеет центральную трубку, по поверхности которой скользит втулка 4 с пишущим пером Глубинные термометры типа «Сириус» имеют ряд преимуществ перед приборами типа ТГГ Так как полость змеевика заполнена жидкостью, а полость геликса паром, то тепловая инерция прибора в основном будет определяться временем прогрева геликса, а погрешность при этом
81

будет зависеть только от изменения модуля упругости материала, из которого он изготовлен. Если для уменьшения погрешности, вызываемой внешним давлением, у жидкостных термометров приходится увеличивать толщину стенки термобаллона, что приводит к увеличению его тепловой инерции, то у конденсационных приборов тепловую инерцию термоприемника можно значительно уменьшить за счет развития поверхности термоприемника. Пределы измерения конденсационных термометров типа «Сириус» в отличие от жидкостных изменяются только путем подбора различных жидкостей — заполнителей. Таким образом, отпадает необходимость применения различных пружин и термобаллонов. В качестве заполнителей используется для измерения температуры в диапазоне 80—180° С хлористый этил, в диапазоне 150— 250° С вода, В диапазоне 200-300° С толуол и в диапазоне 250— 400° С анилин. Недостатком конденсационных термометров является неравномерность шкалы, а следовательно, и различная чувствительность в диапазоне измеряемых температур. В табл. приведена краткая техническая характеристика глубинных термометров жидкостного и конденсационного типов.
82


83

На нефтегазодобывающих предприятиях широко применяются дифманометры с поршневым разделителем. Глубинные дифманометры с ртутным затвором типа ДГМ-5 используются только при исследовании скважин с температурой на забое порядка + 100—150° С. Глубинный дифманометр ДГМ-4М (рис.ЗА.) состоит из двух секций: верхней и нижней, разделенных уплотненным поршнем. В верхней секции расположен часовой механизм 3, вращающий барабан 4 при помощи водильца. Водильце можно установить таким образом, что запись (вращение барабана) будет производиться с некоторым запаздыванием, учитывающим время (1—1,5 ч), необходимое для подготовки прибора к измерениям, спуска его в скважину и термостагирозания на заданной глубине. Произвольное вращение барабана устранено применением храпового устройства. Каретка с пишущим пером 5 при помощи штанги 6 жестко соединена с поршнем 7, имеющим разгруженную самоуплотняющуюся ман- жету 9. Применение разгруженной манжеты обеспечивает минимальную величину трения в узле, а следовательно, и высокую чув- ствительность прибора. Для уменьшения трения стенки цилиндра 10 периодически смазываются авиационным маслом. Поршень снабжен клапаном 8, предотвращающим возникновение большого перепада давления на нем при превышении пределов измерения прибора. Клапан открывается в крайнем верхнем и крайнем нижнем положениях пишущей каретки. При этом обе камеры прибора сообщаются друг с другом. В крайнем верхнем положении клапан открывается под действием перепада давлений, а в крайнем нижнем — открывается упором о трубку 11.
84


Глубинные дистанционные термометры
Для измерения температур в процессе бурения применяются дистанционные термометры сопротивления, спускаемые на одножильном или трехжильном кабеле. Температура в эксплуатационных и нагнетательных скважинах измеряется с помощью дистанционных глубинных термометров с частотными датчиками, Эти приборы спускаются на одножильном кабеле. Термочувствительным элементом их является конденсатор, включенный в колебательный контур генератора высокой частоты. При изменении температуры среды, в которой находится конденсатор, изменяется его емкость, что приводит к изменению частоты генератора. На по- верхности с помощью вторичного прибора (частотомера) измеряется частота выходного сигнала, пропорциональная измеренной температуре в скважине. На рис. 3.6. ,а приведена структурная схема глубинного дистанционного термометра ТГЧ-1. В глубинном снаряде размещены термочувствительный элемент Ц генераторы высокой частоты ГВЧ-1 и ГВЧ-2,смеситель С и усилитель низкой частоты УНЧ. Частота % пропорциональная температуре, поступает в смеситель, где из нее вычитается частота / 2 , поступающая в смеситель от второго генератора с фиксированной частотой настройки. Сигнал разностной частоты, снимаемый со смесителя, имеет низкую частоту, что позволяет уменьшить его затухание при передаче по одножильному кабелю. Этот сигнал после усиления поступает по кабелю в частотомер Ч, Питание электрической схемы глубинного снаряда осуществляется от блока питания БП, расположенного на поверхности. На рис. 3.6. б, показана конструкция
85

глубинного снаряда термометра ТЧГ-1. Снаряд # поит из узла термочувствительного элемента 3, электронного блока 2 и головки 1, к которой крепится кабель. Термочувствительный элемент защищен от повреждений трубой 4 с окнами. При спуске глубинного снаряда в скважину к нему присоединяют грузы 5. Вторичный прибор термометра смонтирован в лаборатории АПЭЛ.
ГЛУБИННЫЕ РАСХОДОМЕРЫ И

ДЕБИТОМЕРЫ
Измерения расходов жидкости в скважинах имеют свои особенности, обусловленные прежде всего тем, что они проводятся в трубопроводах, об- разуемых открытым стволом скважины или эксплуатационной колонной, площадь поперечного сечения которых ) в месте замера обычно неизвестна. Поэтому при определении только скорости потока жидкости или газа нельзя точно измерить расход, равный, как мы установили ранее, произведению скорости на площадь поперечного сечения трубопровода. Кроме того, глубинный снаряд может занимать различные положения по сечению трубо- провода и В зависимости от этого показания даже на одной и той же глубине будут различными. Результат измерения может искажаться и в тех случаях, когда скважина эксплуатируется при давлении ниже давления насыщения вследствие выделения из нефти пузырьков газа, а также при измерении расходов в обводненных скважинах вследствие различных физических свойств (плотность, вязкость) измеряемого потока. В связи с этим глубинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные: 1) для направления всего измеряемого потока через калиброванное сечение прибора или 2) для центровки положения глубинного снаряда в стволе скважины. Первые называются пакерующими устройствами, вторые — центраторами. В зависимости от назначения глубинные приборы для измерения расходов жидкости и газа подразделяются на расходомеры
86

предназначенные для измерения расходов поды, нагнетаемой в скважину, и дебитом еры, служащие для измерения дебитов нефти и газа. В основном конструктивное различие этих групп состоит в диаметре корпуса глубинного снаряда: расходомеры обычно имеют диаметр корпуса больше, чем дебитомеры, так как спускаются в нагнетательные скважины и имеют высокие пределы измерения (2000—5000 м 3 /сут). Диаметр корпуса глубинных дебитомеров не превышает 40—42 мм. По принципу действия различают турбинные (вертушечные) и пружинно- поплавковые приборы. Известны также глубинные компенсационные и тепловые приборы для измерения расходов, однако R практике промысловых исследований они не распространены В глубинных дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются тахометрические преобразователи с турбинкой. Это объясняется удобством преобразования скорости вращения турбинки в электрический сигнал. Приборы с местной регистрацией строятся на базе как турбинных, как и поплавково-пружинных расходомеров. Пакерующее устройство обычно состоит из собственно пакера и силового привода, предназначенного для управления его работой (раскрыть и закрыть пакер). В глубинных приборах применяют следующие типы пакеров: а) гидравлические (резиновые), раскрываемые с помощью насосов; б) механические (пружинные), раскрываемые с помощью двигателей и реле; в) манжетные, не управляемые.
Пакерующие устройства глубинных приборов
Различные типы пакеров обеспечивают полное или неполное перекрытие ствола скважины. Следовательно, через калиброванный канал прибора проходит либо весь поток, либо какая-то его часть. Отношение расхода жидкости, проходящей через прибор ко всему измеряемому расходу называют коэффициентом перекрытия или пакеровки где w — измеряемый расход в данном сечении; у w — расход жидкости между пакером и стволом скважины (утечки). Если пакер перекрывает кольцевой зазор между прибором ц стенками скважины так, что практически весь поток проходи? через калиброванный канал, коэффициент перекрытия будет равен единице. С увеличением утечек w y коэффициент перекрытия уменьшается и, если весь поток проходит мимо прибора ( у ww = ) коэффициент перекрытая равен нулю. Наиболее точные результаты можно получить при максимальном коэффициенте перекрытия k 1. Однако не всегда необходима столь высокая точность. Креме того, при измерении больших расходов полное перекрытие
87

может привести к авариям вследствие увеличения перепада давления, действующего на прибор. Поэтому многие глубинные расходомеры снабжаются пакерами, обеспечивающими неполное перекрытие ствола скважины. Гидравлические пакерующие устройства обеспечивают коэффициент перекрытия, близкий к единице. Гидравлические пакера, состоящие из насоса с двигателем и пакера, применяются в глубинных дистанционных приборах. Принцип действия их основан на закачке скважинной жидкости в раздуваемый пакер, изготовленный либо из маслобензостойкой резины, либо из специальной эластичной ткани. Механические пакерующие устройства состоят из пакера, образованного пружинящими лепестками или лентами, и силового привода. В глубинных дистанционных приборах для управления работой пакера используется электромеханический привод. В приборах с местной регистрацией пакер раскрывается с помощью пружинных двигателей с гидравлическим реле, времени. Электромеханический привод обычно состоит из электродвигвтеля постоянного тока с редуктором. При включении электродвигателя вращение передается через муфту ходовому винту, по которому поступательно перемещается гайка, раскрывающая и закрывающая пакер. Основными преимуществами привода этого типа являются: а) возможность управления работой пакера по сигналу оператора; б) многократность открытия и закрытия пакера. Гидравлическое реле времени представляет собой заполненный вязкой жидкостью (маслом) цилиндр с поршнем, на боковой поверхности которого имеются дроссельные канавки. Поршень перемещается в' цилиндре под действием усилия пружины растяжения, вытесняя масло через дроссельные канавки из одной камеры в другую. В конце хода шток поршня освобождает защелку, удерживающую лепестки пакера в сложенном состоянии, после чего раскрывается. Время полного хода поршня определяется скоростью истечения жидкости через канавки. Недостатком гидравлического реле времени является нестабильность времени срабатывания, так как скорость истечения масла зависит от многих факторов: вязкости, температуры, зазоров и др.
Глубинные дистанционные дебитомеры и расходомеры
Приборы' этого типа широко распространены. В настоящее время разработано много различных типов глубинных дебитомеров и расходомеров турбинного типа, отличающихся в основном конструкцией пакерующего устройства. Дистанционные расходомеры и дебитомеры спускают в скважину на одножильном кабеле типа КОБД-4 или КОБДФМ-2.
88

Управление работой прибора производится с поверхности. Вторичный прибор расходомера состоит из регистрирующего устройства, стабилизированного источника питания и устройства для управления приводом пакера. Вторичный прибор установлен в аппаратурном стенде лаборатории АПЭЛ- 66. Глубинный дебитомер-расходомер РГД-2М является одним из наиболее надежных и простых приборов. Он выпускается на пределы измерения 5—50 м 3 ,сут (с пакером) и 5—90 или 1000— 3000 м 3 /сут. (без пакера). Прибор может работать при давлениях до 350 кгс/см 2 и температурах до +70° С. Диаметр корпуса его 42 мм, а длина не превышает 1800 мм. Глубинный дистанционный прибор РГД-2М (рис.3.7.) предназначен для измерения дебитов нефти и расходов воды. В качестве чувствительного элемента применяется вертушка 8, на оси которой закреплена магнитная муфта 7. Пакерующее устройство состоит из пакера фонарного типа и привода. Пакер состоит из пружинных лент 11, прикрепленных к подвижным втулкам 14, и манжеты 13, выполненной в виде полого усеченного конуса с диафрагмой 12. Манжета изготавливается двух размеров для закрепления пакером колонн разного диа- метра (до 150 мм.). Привод пакера состоит из электродвигателя 2 с редуктором 3 и винтовых пар: промежуточная винтовая пара 4 предназначена для выключения двигателя в том случае, если пакер полностью открыт или закрыт, а основная паря .5 — чтобы открыть и закрыть пакер. Перед списком глубинного снаряда в скважину нижний конец подвижной грубы 9 надвинут на пакер, удерживая его в закрытом состоянии и одновременно предохраняя его от повреждений при спуско-подъемных операциях. При этом входные окна глубинного снаряда закрыты. Таким образом, вертушка во время спуска прибора не работает и надежно защищается от загрязнения. После достижения заданной глубины включается электродвигатель, который с помощью основной винтовой пары перемещает подвижку
89


Глубинные дебитомеры с местной регистрацией
Приборы этой группы имеют поплавково-пружинные и турбинные датчики расхода. Колонна перекрывается с помощью механических пакерующих устройств. Глубинные дебитомеры типа ДГР-2 и ДГРГ-2 имеют турбинные датчики расхода. Скорость вращения турбинки, пропорциональная измеряемому расходу жидкости или газа, определяется в этих приборах по длине отрезка линии на диаграммном бланке. Если на оси вращающейся турбинки закрепить пишущее перо, то длина линии, прочерченной пером на бланке за определенный промежуток времени, будет пропорциональна скорости вращения турбинки. Чем длиннее отрезок линии, тем, следовательно, больше измеренный расход в данный промежуток времени и наоборот. Для получения отметок времени через равные промежутки в приборах турбинного типа регистрирующее устройство снабжено специальным механизмом — отметчиком времени, с помощью которого барабан с диаграммным бланком через каждые пять минут скачкообразно перемещается вниз. При этом на бланке записываются отрезки прямых линий, смещенных относительно друг друга на 1 мм. Скачкообразное перемещение барабана осуществляется за счет периодического включения храпового делительного механизма при работе часового привода. Пакер прибора состоит из подпружиненных лепестков, которые могут поворачиваться вокруг своих осей. Во время спуска на заданную глубину лепестки пакера удерживаются в закрытом состоянии муфтой, жестко соединенной с подпружиненной тягой. Перемещению тяги вниз препятствует шариковый затвор. При этом входные окна закрыты лепестками пакера, а выходные — подвижной втулкой, соединенной траверсой с тягой. Таким образом, турбинка прибора не вращается во время спуска глубинного снаряда и надежно защищена от засорения парафином и механическими примесями. Пакер прибора раскрывается на определенной глубине после срабатывания гидравлического реле времени. Под действием пружины растяжения поршень, вытесняя трансформаторное масло через дроссельный вкладыш из верхней в нижнюю полости реле, перемещается в крайнее верхнее положение. В конце хода открывается шариковый затвор. Освобожденная тяга перемещается вниз. Под действием пружин лепестки пакера расходятся, образуя зонт, который перекрывает кольцевой зазор между стенками скважины и корпусом прибора.
90

Чтобы время срабатывания гидравлического реле времени не зависело от величины давления в скважине, в его нижней полости установлен разделительный плавающий поршень, воспринимающий наружное давление. Верхняя полость также сообщается со средой скважины через окна в корпусе прибора. Таким обра- зом, поршень разгружается от действия давления в скважине. Глубинный дебитомер ДГРГ-2 предназначен для исследования газовых скважин. Отличие его конструкции от дебитомера ДГР-2 состоит в том, что понижающий редуктор имеет передаточное отношение 1 : 25000, а вместо пакерующего устройства в нижней части прибора установлен центратор с пружинным толкателем, как у глубинного расходомера РГД-4.
Таблица 3.3

Техническая характеристика глубинных дебитомеров

с местной регистрацией

Глубинные влагомеры и комплексные дистанционные приборы
В последние годы при исследованиях скважин стали применять глубинные влагомеры - приборы, предназначенные для определения фазовых соотношений потока (процентного содержания нефти, воды и газа). Для определения фазовых соотношений потока используют емкостные датчики. Емкость плоского или цилиндрического конденсатора зависит, как известно из курса физики, от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах вызывает соответствующее изменение емкости конденсатора, что позволяет определить фазовое соотношение, например, воды и нефти по известным диэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти. Глубинные влагомеры обычно применяют в сочетании с глубинными дебитомерами. При исследованиях скважин с помощью таких комплексных приборов получают ценную информацию о местах притока жидкости и ее обводненности по отдельным пластам
91

и пропласткам, Таким комплексным прибором является, например, глубинный влагомер-расходомер типа ВРГД-1, конструкция которого выполнена на основе расходомера типа РГД-2М. Глубинный снаряд комплексного прибора (рис.3.8.) состоит из датчиков расхода и влажности, электронного блока 1, а также пакерующего устройства 5 с электромеханическим приводом. Датчик влагомера 3, в полости которого смонтирован магнитный прерыватель тока 2, представляет собой цилиндрический конденсатор. Свободный конец датчика используется в качестве верхней опоры турбинки 4. Последовательное расположение турбинки и конденсатора позволяет использовать вращение турбинки для образования мелкодисперсной смеси, проходящей через обкладки конденсатора. Принцип действия и конструкция пакерующего устройства аналогичны прибору РГД-2М. Глубинный комплексный прибор «Поток-4» предназначен для измерения расхода жидкости, ее обводненности, а также давления и температуры. Глубинный снаряд прибора (рис. 3.9.) спускается в скважину на одножильном кабеле 1. Он содержит датчики давления, температуры, расхода и влажности. Датчик давления 2 комплексного прибора состоит из геликсной пружины 3 и индуктивного преобразователя. Свободный конец геликса соединен с ферритовым кольцом, входящим в катушку 4. С повышением или понижением давления в скважине ферритовое кольцо перемещается внутри катушки, изменяя ее индуктивность. В качестве датчиков температуры использованы полупроводнико- вые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Для измерения расхода в приборе применен датчик расхода с заторможенной турбинкой 10. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн 11 на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти определяется с помощью емкостного датчика 9. Преобразование индуктивности в частоту при измерении расхода и давления производится с помощью электронных блоков 5 и 7. Сопротивление термосопротивлений преобразуется в частоту с помощью электронного блока 5. Учитывая, что параметры в процессе исследования изменяются относительно медленно, в приборе «Поток-4» применяется последовательное подключение датчиков посредством сигнала (вызова) или автоматически При автоматическом режиме интервал между определением различных параметров составляет 10—12 с. а время регистрации 2—3 с. При измерении по вызову время регистрации параметра неограниченно. В глубинном снаряде «Поток-4» имеется пакерующее устройство, состоящее из пакера зонтичного типа 12, который в закрытом состоянии защищен цилиндром 14, и электромеханического привода.
92

Двигатель 16 включается посредством устройства 17. При этом цилиндр 14 опускается, освобождая зонт пакера. С помощью редуктора 15 и винтовой пары раскрывается пакер 12, перекрывая стенки скважины 13. В приборе предусмотрена возможность закрытия пакера в случае отказа электропривода при вхождении глубинного снаряда в воронку, имеющуюся на конце эксплуатационных труб. Управление работой глубинного снаряда «Поток-4» (раскрытие и закрытие пакера, переключение измеряемых параметров), а также регистрация результатов измерений производятся с помощью вторичной аппаратуры, находящейся на поверхности. В комплексном приборе «Поток-4» предусмотрена возможность
93

применения двух способов регистрации измеренных величин. Непрерывная запись параметров осуществляется стандартными потенциометрами. При использовании более точного способа результаты измерений регистрируются в виде цифр с помощью стандартных цифропечатающих устройств. Метрологические характеристики комплексного прибора «Поток-4» достаточно высоки: погрешность измерения приращений давления при неподвижном снаряде не превышает ±0,2%, а с учетом температурной поправки ±0,05% номинальной величины. Порог чувствительности датчика температуры равен 0,003°С, что позволяет регистрировать небольшие приращения температуры (порядка 0,05°С), вызываемые притоком жидкости в скважину. Верхний предел измерения давления равен 250 кгс/см 2 , приведенная погрешность 1%. Диапазон измеряемых расходов составляет 2 � 160—1 � 60 т/сут при максимальной погрешности не более 5%. Пределы измерения температуры 20—85°С с погрешностью ±0,2°С. Погрешность датчика влагомера не превышает ±5%. Габариты глубинного снаряда: диаметр 40 мм, длина 2200 мм.
ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЕЙ

ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ
Уровень жидкости в скважинах измеряется с помощью глубинных пьезографов, лебедок и эхолотов. Глубинные приборы, предназначенные для определения небольших приращений уровня относительно какого-либо начального его положения, называются пьезографами. Лебедки и пьезографы применяются при измерениях уровня и его приращений в «непереливаюших» наблюдательных и пьезометрических скважинах. Для измерения положений уровня жидкости в глубиннонасосных скважинах применяются эхолоты, действие которых основано на определении времени прохождения упругой звуковой волны от устья до поверхности жидкости.
Глубинные пьезографы
Приборы этой группы являются одними из наиболее точных средств для прослеживания за изменением уровня жидкости в скважинах. В настоящее время применяются два типа глубинных пьезографов: погружной конструкции М. М. Иванова (ППИ-4М) и следящий конструкции ВНИИ. Измерение приращения уровня погружным пьезографом производится следующим образом (рис. З.10., а). Прибор спускается в скважину под уровень жидкости. Так как его внутренняя полость заполнена воздухом, то под действием гидростатического давления столба жидкости Ну воздух в корпусе-колоколе сожмется и поплавок поднимется вверх. Чем больше глубина погружения прибора под уровень жидкости, тем выше поднимется поплавок.
94

Длина хода его при этом характеризует глубину погружения прибора под уровень. Если же прибор остановить на какой-либо глубине, то с изменением уровня жидкости в скважине будет соответственно изменяться и положение поплавка. Таким образом, величина перемещения поплавка относительно его начального положения будет теперь характеризовать величину приращения уровня жидкости в скважине. Между изменением уровня и длиной хода поплавка D h имеется простая зависимость. где Н D — изменение уровня жидкости в скважине; Н 1 — глубина спуска прибора; h 1 — длина хода поплавка, соответствующая начально- му уровню. Если бы корпус сообщался с атмосферой, то h 1 был бы равен изменению уровня (по закону сообщающихся сосудов). Но так как воздух внутри колокола сжимается, то гидростатическое давление уравновешивается давлением сжатого воздуха. Поэтому и h 1 поплавка будет всегда меньше измеренного приращения уровня. Из формулы ( 3.8 ) следует, что h 1 зависит также от глубины первоначального погружения корпуса под уровень Н 1 . Чем больше эта величина, тем меньше будет h 1 , соответствующая равным изме- нениям уровня D H. Изменяя глубину погружения, можно записывать приращения уровня в различных масштабах.
95


Звукометрический метод измерения уровня
При измерении уровня этим методом в затрубное пространство скважины посылается звуковой импульс, создаваемый взрывом порохового заряда на устье. Через некоторое время на поверхности с помощью чувствительного прибора отмечают приход импульса, отраженного от поверхности жидкости в скважине. Если (известно время, прошедшее от момента по- сылки звукового импульса в скважину до момента прихода отраженного импульса, а также скорость распространения звуковой волны в газовом пространстве, уровень жидкости Н У можно определить по формуле где u 3 — скорость распространения звуковой волны; t y —время пробега волны от устья до уровня и обратно. Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры, давления и т. д. Поэтому при каждом измерении уровня ее определяют косвенным путем. Межтрубное пространство глубиннонасосных скважин оснащается специальными отражателями звуковых волн (реперами), расстояние которых до устья скважины известно (рис. 3.11,б). Для получения достаточно отчетливого отраженного импульса репер должен перекрывать сечение колонны на 60—70%. Таким образом, если известно время прохождения звукового импульса от устья скважины до репера и обратно, скорость распространения волны в данной среде
96

Для получения представительной пробы, анализ которой позволяет получить наиболее достоверные данные о свойствах пластовых жидкостей и газов, применяются специальные устройства — глубинные пробоотборники, позволяющие отобрать и извлечь на поверхность пробу пластовой нефти в герме- тичной камере. При этом в пробе сохраняются все компоненты, содержащиеся в пластовых жидкостях и газах. Доведя температуру этой пробы до пластовой, можно считать, что ее свойства наиболее полно отражают истинные свойства пластовой нефти. Получение представительной пробы обеспечивается применением глубинных пробоотборников различных типов и правильной технологией процесса отбора, зависящей от режима работы данного месторождения. Чтобы отобранная проба была бы наиболее представительной, необходимо соблюдать следующие основные условия. 1. Отбор пробы должен происходить строго на заданной глубине при известных значениях пластового давления и температуры. 2. Объем взятой пробы должен быть достаточен для последующего определения свойств нефти на специальных установках. 3. Пробоотборник должен обладать надежной герметичностью, а также обеспечивать возможность качественного перевода пробы в промежуточную емкость (контейнер) или в исследовательскую аппаратуру. В соответствии с назначением все многочисленные конструкции глубинных пробоотборников состоят из двух основных частей: приемной камеры, служащей для заполнения пластовой жидкостью и обеспечения герметичности отобранной пробы, а также управляющего устройства, служащего для закрытия или открытия клапанов приемной камеры. В зависимости от принципа действия глубинные пробоотборники можно разделить на два типа: а) пробоотборники с проточной (открытой) камерой и б) пробоотборники с непроточной (закрытой) камерой.
Глубинные пробоотборники с проточной камерой
Глубинные пробоотборники этого типа применяются в основном для отбора проб в фонтанных скважинах при сравнительно небольших вязкостях нефти и в других случаях, когда имеется уверенность, что после спуска прибора на заданную глубину произойдет полное замещение приемной камеры пластовой жидкостью. Принципиальная схема прибора приведена на рис. 3.12. Во время спуска в скважину верхний 2 и нижний 4 клапаны открыты и приемная камера 3 промывается встречным потоком жидкости. На заданной глубине пробоотборник останавливают на время, достаточное для заполнения приемной камеры пластовой жидкостью
97

после чего срабатывает управляющее устройство 1 и клапаны закрываются. Таким образом, проба, отобранная при пластовых давлении и температуре, отсекается от внешней среды. Во время подъема пробоотборника давление в приемной камере прибора вследствие уменьшения температуры несколько падает, но это падение происходит менее интенсивно, чем уменьшение внешнего давления. Поэтому разность давлений, действующих на клапаны, все время увеличивается, что способствует более надежной герметизации отобранной пробы. В настоящее время имеется много различных конструкций глубинных пробоотборников проточного типа, отличающихся в основном принципом действия управляющего устройства. В некоторых конструкциях закрытие клапанов осуществляется ударом груза, сбрасываемого в скважину по проволоке (пробоотборник ПРИЗ-1), в других—при поднятии прибора за счет поворота рычагов о стыки муфт подъемных труб (пробоотборник Кондратьева). Однако в наиболее распространенной конструкции пробоотборника ПД-ЗМ управляющее устройство выполнено на базе часового привода.
98

ГЛАВА 4.
ТЕХНИКА ГЛУБИННЫХ ИЗМРЕНИЙ

МЕТОДИКА СПУСКА ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ
Измерения в скважинах с помощью глубинных приборов проводятся с применением специального оборудования и устройств. Общая схема оборудования устья фонтанных, компрессорных и нагнетательных скважин для проведения глубинных измерений приведена на рис. 4,1. Для спуска приборов в скважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен быть установлен лубрикатор 1, который представляет собой полый цилиндр, имеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, манометр 2, а также кран 4 для сообщения полости лубрикатора с атмосферным давлением. К корпусу крепится направляющий и оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля. Для уменьшения опрокидывающего усилия, действующего на фонтанную арматуру при спуске приборов па большие глубины, оттяжной ролик устанавливают у основания арматуры. Устье скважины оборудуется специальными (обычно сварными) мостками, предназначенными для выполнения операций, связанных со спуском и подъемом приборов из нее. Верхняя площадка мостков устанавливается на 40—60 см ниже сальника лубрикатора, а нижняя — немного ниже буферной задвижки. Ав- томашина с лебедкой располагается примерно в 25—40 м от устья. Автомашину ставят таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана лебедки. При исследовании глубиннонасосных скважин и скважин без избыточного давления на устье лубрикатор и мостки, как правило, не требуются. Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 5 пропускают через сальник лубрикатора, вывернув его предварительно из корпуса. Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, помещают его в корпусе лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают настолько, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом должна быть обеспечена возможность движения ее через сальник. Если на арматуре не установлен лубрикатор, необходимо предварительно надежно закрыть буферную задвижку открыть вентиль, установленный на буферной головке, и сбросить давление
99

((■■ и ней до атмосферного. После этого следует снять буферную головку и установить на фланце корпус (трубу) лубрикатора без сальника. Закрепив направляющий и оттяжной ролики на лубри- каторе, пропускают через них проволоку, а затем вручную при помощи лебедки подтягивают глубинный прибор до упора о торец сальника и устанавливают на нуль показания счетчика лебедки. Затем лубрикатор «продувают», для чего ненамного открывают
100

буферную задвижку при открытом спускном кране лубрикатора. Затем, закрыв крап, полностью открывают буферную задвижку, поднимая давление в трубе либрикатора до значения устьевого давления. Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав показания устьевого манометра, начинают производить спуск прибора в скважину обычно со скоростью-0,7—0,8 м/с, для чего отпускают рукоятку тормоза лебедки. Постоянство скорости спуска обеспечивают торможением лебедки при помощи рукоятки управления тормозом. При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска уменьшают, плавно останавливают тормозом барабан лебедки. Па заданной глубине, определяемой по счетчику мерительного механизма лебедки, прибор выдерживают в течение 10—15 мин для термостатирования. Если измеряется расход, время выдержки обычно определяется временем, необходимым для того, чтобы раскрылся пакер. Подъем прибора из скважины производят при работающем двигателе автомашины путем плавного включения фрикциона после выключения тормоза. Прибор поднимается на второй скорости до тех пор, пока до устья скважины не останется 30—30 м. Затем переходят на первую скорость и за 5—7 ч от устья, вык- лючив двигатель, поднимают прибор вручную. Подъем его вручную производится также при прохождении прибором башмака внутреннего ряда труб, переводников и при полуторарядном лифте. По окончании подъема по натяжению проволоки убеждаются в том, что прибор находится в лубрикаторе и упирается в корпус сальника. После этого закрывают буферную задвижку и, открыв спускной кран лубрикатора, сбрасывают в нем давление до атмосферного. Затем, отвинтив сальник, извлекают прибор и отсоединяют проволоку от подвески прибора. В некоторых случаях отсоединяют подвеску с проволокой. Очистив корпус глубинного прибора от нефти, разбирают прибор и извлекают диаграммный бланк с соответствующей записью результатов измерений. Следует отметить, что иногда па нефтегазодобывающих предприятиях используются лубрикаторы с неразъемным сальником. При работе с лубрикатором, имеющим неразъемное соединение, с корпусом сальника, последовательность операций по подготовке к спуску прибора изменяется. Свободный конец проволоки предварительно пропускают через сальник и трубу лубрикатора, затем к свободному концу присоединяют подвеску глубинного прибора. После того, как прибор втягивается в трубу либрикатора, последний крепят к фланцу фонтанной арматуры. Такой порядок операций более сложен, чем при работе со съемным сальником. Кроме того, соответственно усложняются и операции по извлечению прибора. В последние годы была разработана методика исследования глубиннонасосных скважин с помощью малогабаритных глубинных приборов, спускаемых в затрубное пространство (рис.4.2,).
101

На устье скважины устанавливается эксцентричная планшайба 1, а на конце эксплуатационной колонны 2 — специальный отклонитель 5. Глубинный прибор 6 спускается па проволоке 4 в пространство между эксплуатационными трубами и обсадной колонной 3. Для исследования скважин, оборудованных погружными элек- тронасосами, применяются специальные приспособления — «суфлеры», устанавливаемые над выкидом насоса. В «суфлер» спускается глубинный манометр, с помощью которого измеряются забойные давления. Этот способ применим при подвеске насоса на небольшом расстоянии (20—30 м) от фильтра. Однако на практике погружнные электронасосы обычно устанавливают значительно выше фильтра, что не позволяет получить достоверные данные об изменении давления на забое.
ОБОРУДОВАНИЕ И АППАРАТУРА

ДЛЯ СПУСКА

ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ В

СКВАЖИНУ
Для спуска приборов на небольшие глубины (до 500—1500 м) в некоторых случаях применяются лебедки с ручным приводом (аппараты Яковлева легкого и тяжелого типов). Однако в основном при глубинных измерениях используются лебедки с механическим приводом, устанавливаемые на автомашинах (Азинмаш- 8), а для спуска глубинных дистанционных приборов — подъемники, установленные в автоматической промысловой электронной лаборатории (АПЭЛ- 66). Аппарат Яковлева тяжелого тина (рис. 4.3) состоит из ручной лебедки. индикатора веса и счетчика оборотов, смонтированных па станине 6 Вал 3 лебедки, на котором крепится барабан 8,
102

вращается в шарикоподшипниках, укрепленных на станине. На концы вала надеты ручки 5 и 7 для вращения барабана при подъеме приборов (в этом процессе участвуют обычно два человека). На барабан укладывается в несколько рядов проволока, к которой присоединяется глубинный прибор или специальный баллон (желонка, гиря и т.д.). Скорость вращения барабана регулируется вручную ленточным тормозом 10 с рукояткой 11. Индикатор веса, принцип действия которого описан в главе VI, состоит из сектора 4 с делениями, который вращается совместно с валом лебедки рукоятки 5, свободно сидящей па этом же валу, и винтовой пружины 9, один конец которой закреплен на секторе, а второй — на рукоятке 5. Счетчик оборотов 1 смонтирован на кронштейне. Вал счетчика через зубчатую передачу 2 соединен с валом лебедки. Аппарат Яковлева тяжелого типа применяется для спуска снарядов на глубину 1000—1500 м, легкой конструкции — на глубину до 1000 м. Аппараты Яковлева можно использовать для разовых обследований не глубоких скважин. Систематические же исследования скважин с помощью глубинных приборов осуществляются механизированными лебедками с приводом от двигателя автомашины, либо портативными лебедками с автономным двигателем внутреннего сгорания. Для спуска глубинных приборов с местной регистрацией широко используются передвижное лаборатории с лебедками конструкции Азинмаш. Лебедка Азинмаш - 11 (рнс.4.4) собрана на cтанине 2, в подшипниках которой вращается барабан /. Вращение барабана осуществляется от двигателя автомашины при помощи трансмиссионного вала 4,
103


104

соединяющегося узлом цепной передачи с коробкой отбора мощности. Трансмиссионный вал включается рукояткой 8. Привод барабана осуществляется при включении рукояткой 7 фрикционной муфты. Барабан лебедки может приво- диться во вращение также вручную при помощи рукоятки 6 через шестеренчатый редуктор с передаточным числом 1:6,5. Для регулирования скорости спуска приборов в скважину предусмотрен узел тормоза 5. Для равномерной укладки проволоки на барабан предназначен водильник 9, совершающий возвратно-поступательное движение вдоль образующей цилиндра барабана. Водильник приводится в движение кулачком 3 одновременно с вращением барабана через червячный редуктор, соединенный с шестерней, укреп- ленной на правой щеке барабана лебедки. Длина спущенной в скважину проволоки измеряется при помощи счетчика числа оборотов, укрепленного на кронштейне рамы 14 (на рисунке кс показан). Счетчик оборотов соединяется мерным шкивом (роликом) 12, шестеренчатой парой. Диаметр шкива и передаточное отношение шестерен выбраны такими, что спуск прибора на 10 см соответствует повороту первого ряда чисел счетчика на одно деление. Рама 14 крепится к рычагу 10, шарнирно укрепленному на станине, с противовесом 9 для уравновешивания вертикальной составляющей силы натяжения проволоки. Прижимные ролики 11 и 13 устраняют проскальзывание проволоки по шкиву. Прижим роликов к мерному шкиву регулируется. Конструкция измерительного устройства механизированных лебедок в отличие от такого же устройства лебедок Яковлева обеспечивает возможность измерения глубин без введения поправки на навивку проволоки. Показания счетчика зависят только от длины обода мерного шкива. Поэтому поправка на показания счетчика вводится лишь в том случае, если вследствие износа или других причин изменилась длина обода. Вместе с тем при измерении глубины забоя или уровня следует так же, как при измерениях аппаратом Яковлева, учитывать поправку на температурное удлинение проволоки, спущенной в скважину. Лебедка имеет две скорости: при частоте вращения вала двигателя 600 об/мин скорость подъема приборов на первой и второй скоростях доставляет соответственно 0,85 и 1,84 м/с, а при 2000 об/мин — 2.84 и 6,14 м/с. Лебедка Азинмаш-11 имеет следующую техническую характеристику: диаметр барабана —145 мм, длина навиваемой проволоки диаметром 1,6—1,8 мм —3500 м. масса лебедки (без проволоки) — 196 кг. С целью увеличения глубины спуска Азинмаш разработал новую лебедку для глубинных измерений, рассчитанную на глубину скважины 7000 м.
105

Во многих практических случаях, особенно п связи с тяжелыми природно- климатическими условиями, использовать для спуска глубинных приборов в скважину передвижные лаборатории на автомашинах крайне затруднительно. Тогда лебедки монтируют на тракторах, вездеходах или применяют портативные их конструкции с автономным приводом. Для увеличения производительности труда лебедки имеют съемные барабаны, которые оставляются па скважинах вместе со спущенными приборами. Таким образом, с помощью одной лебедки можно спустить несколько приборов, не теряя времени на простой автомашины в ожидании завершения измерений. Автоматическая промысловая электронная лаборатория АПЭЛ-66 предназначена для гидродинамических исследований скважин с помощью глубинных дистанционных приборов. В лаборатории АПЭЛ-66 установлена также малогабаритная лебедка для спуска глубинных приборов с местной регистрацией. Лаборатория (рис. 4.5.) смонтирована и закрытом кузове на шасси автомобиля ЗИЛ-157Е, который разделен перегородкой на два отделения.
106

В одном отделении размещен аппаратурный стенд 2 и органы управления лебедкой. Здесь же транспортируются глубинные снаряды приборов 1 и малогабаритная лебедка б. В другом отделении смонтирована лебедка 3 с автоматическим укладчиком кабеля и коллектором, устройство 4 и бензоэлектро- агрегат. В комплект лаборатории входят глубинные дистанционные приборы, расходомер — дебитомер РГД-2М, термометр РЧГ-1 и влагомер ВГД-2М. Вторичные приборы смонтированы на аппаратурном стенде 2. Сигнал от глубинного снаряда передается по кабелю на вторичный блок соответствующего прибора (РГД-2М, ТЧГ-1 или ВГД-2М), в котором осуществляется усиление сигнала и передача его на блок частотомера. В блоке частотомера выходной сигнал стандартизируется по амплитуде и длительности, а затем передается на вход самопишущего потенциометра. Измеряемые параметры могут регистрироваться также с помощью стрелочных или цифровых приборов в координатах параметр — время или параметр — глубина. На аппаратурном стенде смонтированы силовой блок и блок контроля питания Блок контроля каротажа 7 размещен отдельно и находится непосредственно перед оператором, управляющим лебедкой. На передней его панели смонтирован счетчик глубины спуска кабеля, приборы, показывающие скорость перемещения кабеля и его натяжение, электрический звонок и сигнальная лампа для ин шкации магнитной метки, а также приборы для контроля за работой автомобиля Спуск глубинных дистанционных приборов производится с помощью лебедки, состоящей из рамы, барабана, тормоза и автоматическою укладчика кабеля с приводом oт основного вала лебедки через цепную передачу Глубинные снаряды спускаются в скважину на одножильном кабеле типа КОБ ДФМ-2 длиной до 3500 м Электрическое соединение кабеля со вторичными приборами осуществляется при помощи коллектора лебедки, состоящего из ротора с дисками и щеткодержателей, смонтированных в корпусе, заполненном трансформаторным маслом. На фланце ротора, вращающегося в двух радиальных шарикоподшипниках, расположены контактные клеммы для подключения кабеля. Вращение ротора осуществляется от барабана лебедки. Диски ротора прижаты к щеткодержателям, соединенным электрическими проводами с выводными кон- тактами неподвижного корпуса коллектора, с которыми связан вторичный прибор. Устройство отсчета глубины с датчиком устанавливаемся на устье скважины. Оно состоит из мерного шкива 5, основания со стойками и двух щек, на которых смонтированы датчик и указатель глубины. Вращение мерного шкива передается па электрический тахометр для определения скорости спуска кабеля и его длины, а также для привода лентопротяжного механизма самопишущего потенциометра при случае необходимости регистрации показаний в координатах параметр — глубина.
107

Указатель глубины представляет собой счетчик, который отсчитывает глубину спущенного кабеля с точностью 0,1 оборота мерного шкива. Датчик натяжения кабеля также устанавливается на устье Он состоит из пружины с потенциометрическим датчиком. С целью уменьшения погрешности измерения глубины на кабеле через равные расстояния наносятся магнитные метки Момент прохождения магнитной метки около кабеля устанавливается меткоуловителем. Прохождение метки отмечается прибором на передней панели блока контроля каротажа. Аппаратура лаборатории АПЭЛ-66 питается от сети переменного тока напряжением 220 или 380 в, а также от бензоагрегата. В лаборатории установлен силовой трансформатор, напряжение на выходе которого можно регулировать через 7 в Все вторичные блоки приборного стенда питаются через стабилизатор напряжения, обеспечивающий при изменении напряжения на входе от 185 до 250 в стабилизированное напряжение в 220 в с погрешностью не более ±5%. Так как стабилизатор напряжения чувствителен к изменению частоты тока, при питании аппаратуры от бензоагрегата следует поддерживать постоянство частоты вращения вала двигателя Контроль напряжения и частоты осуществляется блоком питания, имеющим вольтметр и частотомер Перед подключением лаборатории к сети ее необходимо заземлить. При проведении глубинных измерений лаборатория '\ПЭЛ устанавливается так, чтобы ось автомобиля совпадала с направлением кабеля oт лебедки до мерного шкива. Между лабораторией и устьем скважины должна быть обеспечена хорошая видимость. Перед включением лебедки оператор обязан подать сиг-нал, предупреждающий о начале подъема или спуска кабеля После появления предупредительной метки во время подъема прибора из скважины (примерно за 30 —50 м от устья) следует отключить привод лебедки и поднимать глубинный прибор вручную. Для спуска глубинных приборов применяются различные конструкции лубрикаторов Рассмотрим конструкции лубрикаторов трех основных типов, предназначенных для спуска глубинных приборов с местной регистрацией в нефтяные и газовые скважины, а также для спуска дистанционных приборов Лубрикатор (рис.4.6.) представляет собой цилиндр, нижнее дно которого соединено с фонтанной арматурой, а верхнее имеет сальник для прохождения проволоки или кабеля. В цилиндрическом корпусе помещается глубинный прибор К нижней части лубрикатора присоединяются манометр и спускной крап для сброса давления Обычно корпус сальника ввинчивается в цилиндр лубрикатора, что позволяет устанавливать глубинный прибор без необходимости демонтажа лубрикатора. Лубрикатор состоит из двух шарнирно соединенных цилиндрических корпусов 8 и трубы 5 с сальником 2. к которой крепится направляющий ролик 1 Второй
108

направляющий ролик 7 имеет бачок 6 с маслом для очистки проволоки при выходе ее из скважины. Регулировка сальника лубрикатора производится снизу с помощью рукоятки 4 и шестеренчатой передачи 3. Секционная конструкция лубрикатора позво- ляет использовать его как для спуска одного прибора, так и для спуска гирлянды. Для исследований газовых скважин обычно применяются лубрикаторы с двумя сальниками. Пространство между сальниками
109

сообщается с масляным резервуаром, присоединенным к корпусу лубрикатора. Под действием давления в скважине масло из резервуара непрерывно поступает в камеру между сальниками, предотвращая таким образом прорыв газа через верхний сальник. Кроме того, масло служит дополнительной смазкой для сальников, облегчая процесс спуска приборов под действием собственного веса. Сальник-лубрикатор СЛГ-1 (рис. 4.7.) предназначается для спуска глубинных дистанционных приборов в скважины с высоким давлением на буфере. Бронированный кабель 1 типа КОБД уплотняется набором дросселирующих элементов 2, исключающих необходимость герметизации за счет радиального нагяга уплотнительных элементов. Для принудительного спуска глубинных приборов лубрикатор снабжен двумя парами кинематически связанных роликов- — шестерен 3, имеющих клиновые канавки. Механическое перемещение кабеля осущест- вляется с помощью ручного привода 4 Лубрикатор СЛГ-1 рассчитан на максимальное давление 70 кгс/см 2 и работает надежно в диапазоне температур от —30 до +50° С. Утечки в процессе принудительного перемеще- ния кабеля не превосходят 1 л/мин. Скорость его перемещения за один оборот рукоятки составляет 0,2 м. Небольшой вес лубрикатора (15 кг) и небольшие габариты (140 Х 200 Х 450 мм) позволяют успешно использовать его при спуске глубинных дистанционных приборов.
110

Лебедки механическим приводом устанавливаются на транспортном средстве и называются «установками для исследования скважин». Установка «АзИНМЛШ-8А». Монтажной базой служит шасси автомобиля ГАЗ-66. Все оборудование и инструмент установки размещены в специальном кузове фургонного типа с входной дверью в задней стенке. В боковой стенке кузова слева по ходу предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки, которая направляется в скважину при помощи устьевого ролика Лебедкой управляет оператор из кузова (включение шестерни трансмиссионного вала, управление фрикционной муфтой и тормозом). Включение двигателя, управление коробкой отбора мощности и наблюдение за системами автомобиля осуществляет водитель из кабины (табл.4.1 ) Установка «АзИНМАЩ-8В». Предназначена для умеренной климатической Зоны. Смонтирована на автомобиле высокой проходимости УАЗ-425. Все оборудование и инструмент размещены в кузове, имеющем боковую и заднюю двери. Люк для выхода рабочей проволоки расположен в боковой стенке кузова справа по ходу. Работой лебедки управляет оператор с поста, расположенного в кузове автомобиля. Техническая характеристика лебедки установки «АзИНМАШ-8В» аналогична технической характеристике лебедки установки «АзИНМАШ-АВ», но имеет больший диапазон скоростей подъема инструмента: от 0,31 до 8 м/с. Установка ЗУИС. Предназначена для использования в районах со сложными дорожными условиями в холодной климатической зоне (район 1.б.). Монтажной базой установки служит плавающий гусеничный транспортер ГАЗ-71, обеспечивающий передвижение по сильно пересеченной местности (рвы, ямы, насыпи), заболоченным участкам и болотам (за исключением участков торфяных болот без растительности), снежной целине, льду и воде (при глубине более 1,2 м транспортер становится на плав). Все навесное оборудование и инструмент установки размещены в грузовом отапливаемом отсеке транспортера под кузовом, имеющим теплоизоляционную обшивку. Люк с двумя направляющими роликами для выхода рабочей проволоки находится в боковой стенке кузова слева по ходу. Техническая характеристика лебедки аналогична технической характеристике лебедки установки «АзИНМАШ-8А». 2 Установка ЛСП-66 предназначена для использования в умеренной климатической зоне. Смонтирована на шасси автомобиля ГАЗ-66, имеет теплоизолированный кузов, разделенный перегородкой на два отсека — операторский, снабженный системой отопления, и лебедочный. Работу лебедки контролируют с поста управления через лобовое стекло в перегородке. Выход рабочей проволоки — через заднюю дверь кузова. Установка имеет индикатор натяжения проволоки. Техническая характеристика лебедки приведена в табл. 4. 1 Установка ЛСГ1-Тр71. Предназначена для использования в районах со сложными дорожными условиями в холодной климатической зоне (район 16). Монтажной базой установки служит плавающий гусеничный транспортер ГАЗ-71 соответствующей проходимости (см. описание установки ЗУИС). Техническая характеристика механизма лебедки аналогична технической характеристике лебедки, смонтированной на установке ЛСП-66.
111


Глава 5. Основные параметры природных газов

ПЛОТНОСТЬ ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Один из основных параметров, характеризующих газ, — плотность, т. е. масса единицы объема газа Размерность плотности в системе СИ — кг/м 3 , в системе СГС — т/см 3 . Плотность газа известного состава определяется как сумма произведений плотности отдельных компонентов р i , на их объемное (молярное) содержание x i : или по известным молекулярным массам Плотность сухого газа при Т и р определяется по формуле где р н — плотность газа при 20 о С и 760 мм рт ст , кг/м 1 , z— коэффициент сверхсжимасмости газа при рТ Если в газе содержатся водяные нары, т. е. влагосодержаиис W > 0, плотность газа определяется по формуле где р . в п —плотность насыщенного водяного пара, кг/м 1 ; W - влагосодержание, определяемое согласно п 117, р . в п — давление насыщенного водяного пара, кгс/см 2 Значения p . в п и . в п r приведены в табл 5.1. Поправки к плотности сухого газа на его влажность и для давлений 730—790 мм рт. ст. приведены в табл. 5.2 В газоконденсатных скважинах при значительном содержании конденсата плотность смеси определяется по формуле где р 1 , р к , ( — плотность газа и конденсата соответственно после сепаратора при 20°С и 760 мм рт. ст., кг/м 3 , Q Г , Q к — дебиты газа и конденсата соответственно при 20 о С и 760 мм рт ст., м 3 / сут При тех же условиях где а к —кажущийся объемный коэффициент конденсата. М к - молекулярная масса конденсата, значения которой для некоторых месторождений СССР приведены ниже.
112


113

Для практических расчетов часто используется относительная плотность газа то воздуху р , равная отношению плотности газа р к плотности воздуха р в , взятой при тех же давлении и температуре, р = р / р в Относительная плотность удобна тем, что не зависит от температуры и давления, если пренебречь различием в коэффициентах сверхсжимаемости воздуха и газа. При определении относительной плотности газа следует иметь в виду, что нормальными условиями в физике считаются 0°С и 760 мм рт. ст., в газовой промышленности при определении объемов газа — 20°С и 760 мм рт ст. Плотность воздуха соответственно равна при 20 о С и атмосферном давлении р в = 1,205 кг/м 3 , при 0 °С и том же давлении р в =1,293 кг/м 3 . Пример Рассчитать плотность газа заданного состава при р —150 кгс/см 2 и t =30 о С Расчет плотности газа при 20 °С и 760 мм. рт. ст. по его составу приведен в табл. 5.3 По формуле (5.3) принимая z = 1, получим Пример Определить плотность газоконденсатной смеси при следую данных плотность газа после сепаратора при 20 о С и 760 мм. рт. ст. р=0.723кг/м 3 ( р =0,6), плотность конденсата р к =-ч 740 кг/м 3 , содержание конденсата в газе 300 м 3 /м 3 дебит газа 200 тыс M 3 . сут. молекулярная, масса конденсата М 119кг/к.моль. Определяем суточный дебит конденсата По формуле (5.6) рассчитаем По формуле (5.5) найдем р см
114


КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА
Основные параметры, характеризующие состояние газа, — объем, давление и температура. Уравнение, связывающее эти параметры, называется уравнением состояния газа Уравнение состояния идеальных газов pV = RT получено из условия отсутствия межмолекулярного взаимодействия и объема молекул. Однако молекулы реальных газов имеют конечные размеры и оказывают значительное взаимное влияние, поэтому для характеристики реальных газов необходимы дополнительные (характеристические) параметры, связанные с определенным потенциалом межмолекулярного взаимодействия Эти параметры характеризуют расстояние межмолекулярного взаимодействия s и минимальную потенциальную энергию соударения e 0 . Для веществ, молекулы которых характеризуются постоянным несимметричным распределением заряда (полярных веществ), потенциал межмолекулярного взаимодействия характеризуется также некоторыми дополнительными параметрами В качестве полярных соединений можно назвать содержащуюся в продукции скважин воду, вводимые в скважину метанол, соляную кислоту, к слабо полярным веществам относится сероводород Все углеводородные компоненты природного газа, а также азот и углекислый газ относятся к неполярным соединениям Обобщенные уравнения состояния реальных газов, константы которого непосредственно связаны с описанными характеристическими параметрами, построенные па строгой теоретической основе, сложны для использования в связи с громоздкостью расчетов, а часто и с отсутствием необходимых данных, Поэтому для расчета состояния реальных газов и их свойств основываются обычно на экспериментальных данных, используемых либо непосредственно, либо для построения эмпирических формул или уравнений В инженерных расчетах чаще всего пользуются обобщенным уравнением Менделеева— Клапейрона, в которое вводится коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от закона идеального, названный коэффициентом сверхсжимаемости газа pV=zRT (5.7) Заменив удельный объем плотностью газа, получим это же уравнение в более распространенном виде p= r zRT (5.8) где z — безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа; R — газовая постоянная, м/°С Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность исщества и его насыщенного пара равны друг другу Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов, критические параметры определяются как псевдокритические по составу газа. Когда природный газ содержит меньше 10 об % высококипящих углеводородных фракций и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам Где . п к р р — псевдокритическое давление газа, кгс/см 2 , Т п. к р — псевдокритическая температура, К, Р < р i ,, Т крi — критическое давление и температура i го компонента соответственно, определяемые по таблице , i х — молярное (объемное) содрржание i-го компонента Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих 10 об % тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов,
115

формулы (5.9), (5.10) дают погрешность. Поэтому для расчетов, требующих высокой точности, следует использовать формулы При отсутствии данных о компонентном составе фракций С ; -|- и для газовых месторождений псевдокритические параметры этих фракции можно заменить критическими параметрами гептана. Для газоконденсатных месторождений псев- докритические параметры С, + в определяются по графикам рис. 5.1. в зависимости от молекулярной массы. В том случае, когда компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить но относительной плотности газа (рис. 5.2., 5.3). При наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводится поправки с соответствующим знаком. Приведенными параметрами называются отношения соответствующих параметров к их критическим значениям Приведенные параметры природного газа определяются как отношения давления и температуры к их псевдокритическим значениям. Критические и приведенные параметры позволяют использовать принцип соответственных состояний для определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости и некоторых других характеристик газа. Принцип соответственных состояний заключается в том, что если два или несколько веществ, удовлетворяющих одному и тому же приведенному уравнению состояния, имеют одинаковые два из трех приведенных параметров, то и третий приведенный параметр будет у них также одинаков. Так как в критической точке приведенные параметры одинаковы и равны единице, критические состояния всех веществ являются соответственными.
116

В общем случае единого приведелного уравнения состояния, справедливого для всех без исключения веществ, не существует. Однако для веществ, относящихся к одному типу химических соединений и имеющих близкие значения критических параметров, закон соответственных состояний соблюдается При наличии в газе компонентов, относящихся к другому классу соедине- ний, точность расчетов при использовании соответственных состояний уменьшается в тем большей степени, чем выше содержание этих компонентов. В этом случае необходимо вносить поправки, которые определяют либо по дополнительным графикам, либо вводя третий параметр в приведенное уравнение состояние. Пример Рассчитать псевдокритическне параметры газа, состав и плотность которого приведены в табл. 5.4 Расчет р кр и Т кр ,по формулам (5.9 ) и (5.10) приведен в табл.5.4 Получено: P кр = 17,6 кгс/см 3 , Т кр = 218,37 К. Определим критические параметры того же газа по его относительной плотности.
Таблица 5.4

117


Определение критических давлений и температуры
По рис 5.2. и 5. 3- пользуясь кривой для газоконденсатных месторождений с относительной плотностью р -0.763, находим критические параметры Критическое давление определяем по основному графику к р Р -46,5 KГC / CM 2 Найдем поправки на содержание 11 2 S (2 об %) , 0,8 KГC / CM 2 . на СО 2 (3 об %), 1,0 KГC / CM 2 на азот (6,09 об %) 0,7 KГC / CM 2. Таким образом к р Р =46,5+0,8+1,0+0,7=47,6 KГC / CM 2 . Критическая температура определяется в том же порядке Пример. Рассчитать приведенные параметры для газа предыдущего примера при р = 150 кгс/см 2 и Т = 303 К По формулам (5.12) находим
ВЯЗКОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Под вязкостью газа понимают его свойство сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. Силы трения между двумя слоями газа единичной площади пропорциональны изменению скоростей на единицу длины. Коэффициент пропорциональности называется коэффициентом абсолютной или динамической вязкости газа. Вязкость так же, как температура, давление и объем, — функция состояния газа и может быть использована для его характеристики. Поскольку вязкость определяется как сила сдвига на единицу площади, отнесенная к градиенту скорости, она имеет размерность: сила -время/(длина) 2 или масса / длина g время. Применяются обе размерности, хотя более распространены пуаз и сантипуаз. Единицы измерения вязкости в различных системах и соотношения между ними приведены в табл. 5.5 . Для пересчета заданной единицы измерения (левая графа) в требуемую (верхняя строка таблицы) необходимый множитель находят на пересечении столбцов и строк. Например, чтобы выразить заданную в кг g ч/м 2 вязкость в пуазах, необходимо ее величину умножить па 0,35304 g 10 3 . Вязкость природного газа, так же как и отдельных его компонентов, зависит от температуры и давления. Расчет вязкости при заданных условиях проводится в два этапа. Сначала определяется вязкость при заданной температуре и атмосферном давлении m ат , а затем полученное значение m ат пересчитывают на заданное давление.
118


Таблица 5.5
Определение m ат можно проводить аналитическим путем по известному составу газа и графическим способом по его относительной плотности. Второй способ более удобен для практических расчетов, не требующих высокой точности.
Определение вязкости газа

при атмосферном давлении графическим способом
Вязкость газа при атмосферном давлении и заданной температуре определяется но относительной плотности газа по графику, приведенному на рис. 5.4. При этом влияние неуглеводородных компонентов учитывается введением поправом, которые определяются по дополнительным графикам, для соответствующих концентраций этих компонентов о газе. Значения поправок должны быть вычтены из значения вязкости, определенной по основному графику.
119

Пример Рассчитать вязкость при атмосферном давлении и 67 С С (340 К ) газа сле- дующего состава СН 4 g 74,10; С 2 Н 8 , - 7,48; С 3 Н 8 ,- 3,37, n-C 4 H 1 0 -1,68; i-С 4 Н 1 0 - 0,76; i- С 5 Н 1 2 - 0,32: n-С 5 Н 1 2 - 0,57; C 6 1 2 Н -0,69; N 2 -6,09; H 2 S - 2,00: CO 2 - 3,00 об. %. Относительная плотность газа рассчитывается способами, приведенными на стр.105Для данного состава она равна r = 0,763 По рис. 5.4 определяем для r = 0,763 и i = 67 о С а т m = 0,0112 - 0,0005 - 0,0001 - 0,0002 = 0,0104.
Аналитическое определение вязкости

при атмосферном давлении
Расчет а т m по известному составу газа проводится по формуле где i m — вязкость при р ат и Т i-го компонента, сП; х i , — молярная (объемная) концентрация 1-го ком- понента в газе, доли единицы; Mi — молекулярная масса i-гo компонента, определяемая из табл. Величина i m ,- определяется с помощью графических зависимостей вязкости индивидуальных компонентов от температуры либо рассчитывается аналитическим способом. Графически i m , определяется по рис. 5.5. как m ат Для каждого компонента. Пример. Рассчитать вязкость m ат аналитическим способом по исходным данным предыдущего примера. Определяем по рис. 5.5. i m каждого компонента при 67 о С. По таблице находим молекулярные массы каждого компонента. По формуле (5.13) рассчитываем вязкость газа заданного состава при атмосферном давлении и 67°С. Исходные данные результаты расчета приведены на табл. 5.6 Искомая величина равна Аналитический расчет i m проводится по формуле где i m W - интеграл столкновений, определяемый для неполярных веществ по табл. 5.7 В зависимости от для полярных компонентов - по табл. 5.8 в зависимости от Т * i и i d .
120

Значения - параметры, определяемые по таблице (для неполярных веществ d = 0). Таблица 5.6
Пример расчета вязкости газа при атмосферном давлении
Таблица 5.7
Значение интеграла столкновений .
i m W
при различных Т* для неполярных компонентов
Пример. Рассчитать вязкость метана m ат при температуре 67 °С. По таблице находим для метана М — 16,042; s - 3,808, ( e / k =140; d =0) Рассчитаем величину Т=(67 + 273)/148 = 2,43. По табл. 5.7 для Г* = 2,43 находим i m W = 1,103. По формуле (5.14) рассчитываем вязкость
121

Таблица 5.8 Значения интеграла столкновений i m W для полярных компонентов Пример. Рассчитать вязкость сероводорода при атмоофертом давлении температуре 67 °С По табл. 5.6 находим для H 2 S М = 34,082, s = 3,19, ( e / l ) 313, d = 0,21. Рассчитываем Т* Т*=(67 + 273)/343=0,991. Для Т* = 0,991 и d = 0,21 по табл.5.8 находим i m W = 1,6077,
122

По формуле (5.14) рассчитываем вязкость
123


РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ ЗАДАННОМ ДАВЛЕНИИ
Для определения вязкости газа при заданных давлении р и температуре Т необходимо следующее 1. Одним из способов, описанных выше, определить вязкость газа при атмосферном давлении и температуре Т - m ат ; 2. Найти критические и приведенные параметры газа. 3 По графику, приведенному на рис.5.6. , для найденных р пр и Т пр определить m * = m / m ат . 4. По известным m ат , и m * рассчитать искомую вязкость при заданных р и / Т mmm -= ат Пример. Определить вязкость газа, состав которого приведен в твбл, 5.6, при температуре 67 °С и давлении 160 кгс/см 2 Вязкость при атмосферном давлении m ат принимаем равной 0,0124 сП. Критические параметры для газа данного состава р к =47,6 кгс/см 2 Т к р =218,4 К Определяем приведенные параметры П Р Р = 150/47,6 ^3,15; Т Пр =340/218,4 = 1,66. По рис. 5.6 находим m * = 1,5. Рассчитываем вязкость при 150 кгс/см 2 и 340 К m = 1,5 0,0124 = 0,0186 сП.
КОЭФФИЦИЕНТ СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА
Коэффициент сверхсжимаемости газа — функция давления, температуры и состава газа. Метод определения коэффициента сверхсжимаемости следует выбирать исходя из состава газа. Большинство методов определения коэффициента сверхсжимаемости
124

основано на применении приндипа соответственных состояний с использованием зависимостей его от приведенных параметров. В тех случаях, когда в природном газе содержится значительное количество тяжелых углеводородов или неуглеводородных компонентов, определение коэффиниента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам может привести к серьезным погрешностям. В этом случае рекомендуется вводить третий параметр, характеристический.
Определение коэффициента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам
В тех случаях, когда количество неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов s газе менее 10 об. %, коэффициент сверхсжимаемости z определяют по двум параметрам — р кр и Т кр . Порядок определения следующий. 1 Способами, описанными Ранее, находят критические параметры р пр и Т пр . 2 Рассчитывают приведенные параметры р пр и Т пр . 3 По графикам, приведенным на рис. 5.7 определяют для рассчитанных р пр и Т пр коэффициент z, Пример. Рассчитать коэффициент сверхдмишаемости газа при р =150 кгс/см 3 Т = 303 К состав которого приведем в табл. 5.6 Определим критические параметры газа Р кр =47,6 кгс/см*; Т кр =218,4 К Найдем приведенные параметры Р пр = 150/47,6 =3,15; Т пр = 303/218,4 = 1,388 По графику рис. 5.7 для полученных р пр и Т пр находим z=0.7.
ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ГАЗА
Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной или относительной влажностью. Абсолютной влажностью W называется содержание паров воды в единице объема газа. Абсолютная влажность измеряется в г/м 3 или кг/1000 м 3 . Относительная влажность W — отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных давлении и температуре к его влагоемкости, т. е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же давлении и температуре при полном насыщении. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах. Влагосодержание природного газа зависит от давления, температуры, состава газа и минерализации воды. — Влагосодержание природного газа с относительной плотностью 0.6 можно с точностью до 10% определить по номограмме, приведенной на рис.5.8. Поправочные коэффициенты, приведенные на рис. 5.9, . учитывают влияние солености воды C s , температуры С t и плотности газа С G - Влагосодержание газа с от- носительной плотностью выше 0,6, находящегося в контакте с соленой водой, определяется из выражения Где W . о в — влажность газа, определенная по рис.5.8. Следует отметить, что поправка С G учитывает лишь увеличение относительной плотности независимо от наличия в газе неуглеводородных компонентов.
125

которые оказывают различное по величине и знаку влияние на влагосодержание. Так, наличие азота в газе снижает, а наличие углекислого газа и сероводорода повышает влажность природного газа. Поэтому при наличии неуглеводородных компонентов номограмму можно использовать только для оценочных расчетов. Для аналитических расчетов влагосодержания используется формула Где А — коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; В — коэффициент, зависящий от состава газа; р — заданное давление, кгс/см 3 . Коэффициенты А и В в зависимости от температуры приведены в табл. 5.9 Коэффициент А можно также вычислить по формуле
126


127

Таблица 5.9 Значения коэффициентов А и В в уравнении влагосодержання газа Таблица 5.10 Упругость водяных паров в зависимости от температуры
128

Где Р . в п — упругость водяных паров при данной температуре, кгс/см 2 , z— коэффициент сверхсжимаемостн газа при р и Т; М — молекулярная масса паров воды, равная 18. Упругость водяных паров в зависимости от температуры приведена в табл. 5/10 Формула (5.16) справедлива для тех же условий, что и номограмма, приведенная на рис.5.8 и в нее следует вводить те же поправки. Пример. Определить влагосодержание газа с относительной плотностью 0,7, находя- щегося в контакте с водой, содержащей 10% солей, при давлении р = 100 кгс/см 2 и темпе- ратуре 60 о С. Определяем W o,в при 100 кгс/см' и 60 °С по рис W o,в =2,1 кг/1000 м 3 . По табл. 5.9 находим при t = 60 о С А =152; В = 0,562 и рассчитываем по формуле (5.16) Определяем для р = 0,7 С G = 0,98. Поправка на соленость С s = 0,93 Искомая влажность равна W =2,1.0,98-0,93= 1,914 кг/1000 м 3 .
ТЕПЛОЕМКОСТЬ ГАЗА
Теплоемкостью газа называется отношение теплоты, подведенной к нему в определенном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению температуры газа. Отношение теплоемкости к единице количества газа называется удельной (массовой или молярной) теплоемкостью. Единицы измерения удельной теплоемкости Дж/кг g О С, ккал/кг g °С, кал/г g °С (1 кал/г о g С = 4,1868 Дж/кг g °С) или по отношению к одному молю газа Дж/моль g °С, ккал/моль g °С.
129

Для практических расчетов используют массовую или молярную теплоемкость при постоянном давлении С р (изобарная теплоемкость). Изобарная теплоемкость газа при Т и р определяется по формуле где о р С — изобарная теплоемкость при атмосферном давлении и заданной температуре Т, ккал/кг g °С; D С Р — поправка на давление, ккал/кг g °С. Величина С р для природного газа известного состава определяется по формуле Где — изобарная теплоемкость при Т и атмосферном давлении i-го компонента
130

ккал/кмоль о g С, или ккал/кг g °С; g 1 — массовая доля i-го компонента, доли единицы. Величина C 3 р i определяется по рис. 5.10. или рассчитывается по формуле где Е i ; F i ; G i ; H i ; N i — коэффициенты, определяемые для каждого компонента по табл. 5.11 »= Т/100; Т — температура, К. Поправка на давление D С Р должна определяться в зависимости от состава газа по двум или трем параметрам, I. Для определения D С р по двум параметрам используется график, представленный на рис. 5.11. Псевдокритические и псевдоприведенные параметры определяются, как в п. 11,3. Так как на рис. 5.10, 5.11. D С р приведено в ккал/кмоль о g С, 0 р С надо опреде- лять в тех же единицах. В результате полученная по формуле (5.18) теплоемкость
131


Коэффициенты
С р будет также выражена в ккал/кмоль о g С. Если для последующих расчетов необходимо иметь С р в ккал/кг о С g , следует полученную величину разделить на молекулярную массу газа, определяемую по формуле где M i — масса киломоля i-го компонента, кг/кмоль; х i — мольная доля i-го компонента, доли единицы. Пример. Определить С р при р =i 0 кгс/см 3 и t =137 о С для гаpа следующего состава СН 4 – 98.7, C 2 H 6 - 3,04, С 3 Н 8 - 1,05, C 4 H 1 0 - 0,72, С 5 Н 1 2 - 0,17, СО 2 - 0,72, N 2 - 0,61 об. %. Определяем по рис. 5.10. или по формуле (5.10) 0 р t С для каждого компонента при t = 137 о С Находим g i для каждого компонента По формуле (5/19) вычисляем С 0 р см = 10,825 ккал/кмоль о g С Определяем р кр , Г кр Рассчитываем приведенные параметры
132

Р пр = 150,0/47,38 =3,16; Т пр (273+ 137)/200 =2,05.
Таблица 5.11
Для получения С р в ккал/кг о g С делим полученную величину на массу киломоля М - 17,431 С р = 12,425/17,431 =0,713 ккал/кг g °С. II. Определение величины D С Р с учетом третьего параметра проводится по формуле где R « 1,986 ккал/кмоль о g С; М — масса киломоля, кг/кмоль; D С ( 0 ) р , D С ( ) t р , безразмерные функции приведенных давления и температуры для значений р пр от 0,3 до 4 и Т пр от 0,8 до 2. Для расчета по формуле (5.22) величины М, w , р пр , Т пр должны быть рас- считаны по составу газа соответственно по формулам (5.21), и др.
133


ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ГАЗА

КОЭФФИЦИЕНТ ДЖОУЛЯ— ТОМСОНА
Отношение изменения температуры газа в результате его адиабатического расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом, или эффектом Джоуля—Томсона Адиабатическими называются процессы, происходящие в энергетически изолированной системе материальных тел, т. е. без обмена теплотой или работой между системой и окружающей средой. Изменение температуры при снижении давления на 1 кгс/см 2 называется коэффициентом Джоуля—Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может быть положительным или отрицательным
134

Коэффициент Джоуля—Томсоиа для природных газов определяется из вы- ражения где Ср —изобарная теплоемкость, ккал/кг g моль g °С, f (D i ) — функция, определяемая по графику представленному на рис.5.12. в зависимости от р пр , и Т пр , ккал/кг g моль g °С Пример Определить коэффициент Джоуля -Томсона при снижении давления от р 1 = 260 кгс/см 2 до р 2 = 150 кгс/см 2 для газа, состав которого приведен в табл. 5.3 с начальной температурой 137 °С Одним из способов С р = 12,76 ккал / кмоль g °С Определяем р пр и Т пр р пр = 205/47,38 = 4,33, Т пр = 410/200 =2,05 По рис. 5.12 для полученных р пр и Т пр находим f (D i ) = 0.35 По формуле Для оценки изменения температуры газа при его дросселировании можно использовать графики, представленные на рис. 5.13. Чтобы определить температуру газа после дросселирования, находят точку с координатами, соответствующими начальным давлению р 1 и температуре t 1 (додросселирования), затем эту точку перемещают параллельно ближайшей линии до конечного давления р 2 после дросселирования и определяют на шкале
135

температур конечную температуру t 2 . Средний коэффициентнт Джоуля -Томсона при этом процессе определяется по формуле Пример. Определить температуру газа после дросселирования от 260 до 150 кгс/см 2 с начальной температурой t 2 =-. 120 о С. На рис 5.13. проводим линию от точки с начальной температурой 120 °С и давлением 260 кгс/см 2 параллельно ближайшей линии до давления р г --.- 150 кгс/см' Температура в втон точке равна 102 °С Средний коэффициент Джоуля- Томсона D cp = (120 — 1О2)/(26О — 150) = 0,164 °С/(кгс/см 2 ).
11.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Природный газ, представляющий собой смесь различных компонентов (метан, пропан, этан, изобутан, азот, углекислый газ, сероводород и др.). в соединении- с водой при определенных условиях образуют гидраты — твердые кристаллические соединения. Образование гидратов при соответствующих условиях в призабойной зоне, в стволе скважины и наземных коммуникациях значительно осложняет процесс исследования и эксплуатацию скважин.' Определения равновесных давления и температуры (условий образования гидратов) проводится несколькими методами. 1. Наиболее точный метод определения условия гидратообразования — экспериментальный, реализуемый с помощью малогабаритного оборудования в ла- бораториях и промысловых условиях. Принципиальная схема установки по определению условий гидратообразования показана на рис. 5.14, Основной узел установки — камера высокого давления, изготовленная из оргстекла. Рабочие условия таких камер позволяют исследовать процесс образования гидратов при давлении до 250 кгс/см 2 и температуре от —30 °С до +50 °С. Объем такой камеры равен 40—90 см 3 . При давлениях, превышающих 250 кгс/см 2 , камеру следует
136

Помещать в защитный металлический кожух со смотровым отверстием в нем. В процессе изучения условий гидратообразования камера помещается в термостатирующую рубашку, в которой с помощью термостата (тип ТС-1в) поддерживается нужная температура. Для получения низких температур можно использовать холодильный агрегат (тип ВСР-0,35). Фазы перемешиваются при помощи электромагнитной мешалки. Начало образования гидратов определяется визуально. Соответствующее давление в камере создается в пробоотборниках с помощью ручного пресса (тип МП-100) или насоса (ИР-1). В настоящее время имеется необходимая документация для изготовления опытных образцов передвижной установки для исследования процесса гидратообразования и влияния ингибирования ПУИТ-1, пригодной в полевых условиях. 2. Отсутствие возможности, особенно на поисковых и разведочных площадях, проведения таких экспериментов — основная причина разработки приближенных аналитических зависимостей для определения равновесных условий гидратообразования на основе анализа экспериментальных данных. Многочисленные экспериментальные данные показывают, что аналитическую зависимость равновесной температуры гидратообразования от давления можно выразить формулой t p =a lgp p ± b, (5.26) где а и Ь — коэффициенты, определяемые по экспериментальным данным для каждого месторождения (табл. 5.12). Таблица 5.12. Данные таблицы показывают, что коэффициенты зависят и от состава газа. Для давлений до 90 кгс/см 2 температуру гидратообразовании приближенно можно оценить: при положительных температурах t p = 18,47 lg p p - B, (.5.26) lgp p =0,0541 ( р t +B); при отрицательных температурах t p =-58,5 Ig р р +B 1 Ig р р =0,0171 (B l -t p ), где В и В 1 — коэффициенты, определяемые по рис. в зависимости от повышения суммы парциальных плотностей изучаемого газа к сумме их объемных (в долях единицы) концентраций в газе , которое лучше характеризует
137

гидратообразующую способность Данного газа, чем его общая средняя плотность. Использование формул (5.26) и (5.27) возможно лишь при известном составе газа в объемной (молярной) концентрации гидратообразующих компонентов в газе Пример Определить давлении гидратообразования газа при известиой температуре р t = +10 о С Состав газа приведен в табл . 2.4 lgp p =0,054(10+ 19) = 1,57, р р =37,1 кгс/см 2 . Пример Давление гидратообразования газа равно 50 кгс/см 3 Состав газа приведен в табл 5.13 Определить равновесную температуру гидратообразования Тогда Такие расчеты надо провести для ожидаемых значений давления при различных режимах испытания. Ориентировочные значения ожидаемых давлений должны быть оценены для заданных дебитов на режимах с учетом двучленной формулы притока газа в пласте и движения его по стволу скважины до устья. 3 Один из простых, но более приближенных методов — графический метод определения равновесной температуры и давления гидратообразования по кривым, построенным как для отдельных компонентов, так и в целом для природных газов в зависимости от их относительной плотности. Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым заключается в следующем В соответствии с плотностью газа и расчетным распределением давления от пласта до системы осушки согласно графику, приведенному на рис 5.16 , определяется температура гидратообразования Область существования гидратов на этом графике находится выше и левее кривых Чем больше давление и плотность газа, тем выше температура гидратообразования При наличии в составе газа азота, углекислого газа и сероводорода равновесные условия гидратообразования изменяются. В частности, при наличии в составе газа СО 2 и H 2 S гидраты образуются более активно по сравнению с газом та кой же плотности, но не содержащим эти компоненты На рис 5.17. представлены кривые гидратообразования основных компонентов природного газа, а на рис 5.18 — влияние отдельных компонентов различной концентрации на условия образования гидратов в смеси с метаном Приведенные кривые позволяют оценить возможность образования гидратов на месторождениях, содержащих газ аналогичного состава или близкого к приведенному При незначительной разнице в составе газа от приведенных на рис 5.18. условия образования гидратов можно оценить путем интерполяции кривых для аналогичного состава, отличающегося только концентрацией того или иного компонента Использование данного метода требует знания состава пластового газа.
138


139

4. Условия гидратообразования по константам равновесия определяют, используя константы фазового равновесия газ—гидрат, выражаемые формулой где у i — молярная доля i-гo компонента природного газа в газовой фазе; х i — молярная доля i-гo компонента газа в гидрате. При известных для заданного условия значениях констант фазового равновесия К, и составе газа, молярную долю компонентов можно вычислять из выражения Если , то при данных условиях гидраты не образуются. Равновесные условия образования гидратов выражаются равенством Константы фазового равновесия газ—гидрат зависят от давления, температуры и состава газа. Константы равновесия при положительных температурах определяются по графикам, приведенным на рис. 5.19., при отрицательных температурах — на рис. 5.20. Порядок определения равновесных условий гидратообразования по константам фазового равновесия заключается в следующем. Для заданных р и Т выбираются константы равновесия для каждого гидратообразующего компонента. Процентное содержание каждого компонента делится на его константу равновесия. Полученные результаты суммируются и если найденная сумма больше 100, то при заданных р и Т гидраты могут образоваться, а если полученная сумма меньше 100, гидраты не могут образоваться. Если полученная сумма равна 100, то имеет место равновесное условие гидратообразования. Незначительное изменение р и Т может привести к гидратообразованию. Пример Определить условия гидратообразования газа заданного состава при p 1 = 35,2 кгс/см 2 и t = 8 о С и при р 2 = 42.2 кгс/см 2 и t = 8 °С (табл. 5.14 ) Из табл. 5.14 видно, что при заданном составе газов, p 1 = 35,2 и t= 8 °С, полученная сумма 94,34 меньше 100, т, е существует возможность образования гидратов, а при р 2 = 42,2 кгс/см 2 и t = 8 о С отсутствует возможность гидратообразования. Порядок опре- деления равновесного давления гидратообразования по константам равновесия следующий. 1. Вычисляется разность давлений p 1 и р 2 , Таблица 5.14
140


141


142


143


144


145

2.Вычисляется разность 3 Равновесное давление гидратообразования определяется по формуле Из приведенного примера видно, что для газа заданного состава и температуры равновесное давление гидратообразования равно 37,6 кгс/см 2 .
ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Плановые работы по исследованию скважин выполняются по заданию, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего управления. В этом задании должны быть указаны и меры обеспечения безопасности. Перед началом работ следует познакомиться с техническими и геологическими документами, характеризующими исследуемую скважину. Особое
146

внимание обращают на характеристику устьевой арматуры, при этом следует удостовериться в наличии акта об опрессовке У устья исследуемой скважины должна быть подготовлена рабочая площадка (мостки). Если во время работ требуется подъем рабочих на высоту до 0,75 м, то к рабочим площадкам устраиваются ступени, а при большей высоте — лестницы с перилами. Площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из листовой стали с рифленой поверхностью, просечно-вытяжной стали или из досок толщиной не менее 40 мм, перила высотой 1,25 м с продольными планками или прутьями на расстоянии не более 40 см друг от друга и борт высотой не менее 20 см, плотно прилегающий к настилу Лестницы должны иметь уклон не более 60° при ширине их между тетивами не менее 65 см и расстоянии между ступенями, имеющими уклон во внутрь 2—5°, не более 25 см. С обеих сторон ступени должны иметь бортовую обшивку, исключающую проскальзывание ног человека, а маршевые лестницы — двусторонние перила высотой 1,25 м со средней планкой при расстоянии между стойками не более 2 м Площадки и лестницы перед началом работ необходимо очистить от грязи, снега, льда Очень удобны металлические площадки, которые можно перемещать с одной скважины на другую Приборы и вспомогательное оборудование доставляются к исследуемой скважине на автомашине Разгрузка машины и раз-мешепие оборудования производятся под руководством бригадира Предельная норма переноски тяжести вручную составляет 50 кг для мужчин и 20 кг для женщин при предельном расстоянии переноски 50 м по горизонтали Для перемещения грузов более 100 кг необходимы подъемные машины или механизмы При испытании газовых скважин щит с регистрирующими манометрами следует расположить в безопасном и удобном для наблюдения месте Продувочные и пруверные линии изготавливаются из одной насосно-компрессорной трубы длиной 6—8 м. диаметром не менее диаметра арматуры Каждую линию уста- навливают строго горизонтально и закрепляют не менее чем на двух опорах, из которых одна должна быть на конце. После установки линию следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое максимальное давление. Фонтанную арматуру высокодебитных скважин закрепляют четырьмя закрепленными оттяжками Плавно и медленно открывать и закрывать задвижки фонтанной арматуры должны 2 рабочих под руководством бригадира При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками, а при подъеме прибора ручной лебедкой следует обязательно включать храповое устройство. Степень пожарной опасности работ по исследованию скважин определяется пожаро и взрывоопасными свойствами нефти и углеводородных газов. Главными их характеристиками являются температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения и концентрационные
147

концентрационные пределы воспламенения Большинство нефтей имеет очень низкую температуру вспышки паров, благодаря чему они относятся к легковоспламеняющимся жидкостям (менее 61 о С в закрытом тигле и 63°С — в открытом). Температура самовоспламенения нефтей и нефтяных газов лежит в пределах 300—650° С. Область воспламенения углеводородных паров и газов ограничена нижним пределом (0,5—5% по объему в воздухе) и верхним пределом (3—15%). Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Горючие смеси образуются при утечках нефти и газа в атмосферу через места разрывов или неплотностей Источниками зажигания могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от ударов, трение, элект- рооборудование, статическое и атмосферное электричество и самовозгорающиеся вещества, поэтому у устья скважин запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование и
148

двигатели внутреннего сгорания в обычном исполнении, пользоваться искрящим инструментом, проводить сварочные - работы. Пожар легче предупредить, чем ликвидировать. Возникшее загорание следует ликвидировать, чтобы оно не переросло в большой пожар. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, охлаждением, уменьшением концентрации кислорода, прекращением доступа воздуха, удалением горючего из очага пожара или прекращением его поступления к месту горения. Малые очаги пожара ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения (песок, кошма, ведра, лопаты, огнетушители пенные, углекислотные и др.), который должен находиться на щите у скважины и в автомашине для исследования скважин. Каждый оператор по исследованию скважин должен уметь пользоваться им Пенный огнетушитель ОП-5 (рис.6.1, а) заряжен щелочной частью и имеет кислотный стакан. Перед приведением его в действие необходимо прочистить отверстие сопла проволокой, повернуть на 180° рукоятку, а затем весь огнетушитель (вниз головкой) и направить пену на очаг пожара. Углекислотный огнетушитель ОУ-2 (рис. 6.1., б) емкостью 2 л содержит жидкую углекислоту под избыточным давлением до 60 кгс/см 2 . При открывании вентиля через диффузор выходит снежная масса, которая охлаждает очаг пожара, создает инертную среду над ним и подавляет горение.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПРОМЫШЛЕННОЙ САНИТАРИИ
Опасное действие нефти, нефтяных паров и газов на человека возможно при утечках, загрязнении рабочей атмосферы и попадании на кожу. Внутрь организма человека компоненты нефти и газа проникают главным образом через органы дыхания, слизистые оболочки, поры кожи и желудочно-кишечный тракт. Воздей- ствуя на ткани и органы, они вызывают острые отравления (при попадании больших доз ядов за короткое время) или хронические отравления из-за длительного воздействия невысоких концентраций. Острые отравления с потерей трудоспособности регистрируются как несчастные случаи. Первые признаки отравлений парами нефти и нефтяным газом: легкое возбуждение, беспричинный смех, нарушение координации движений. В дальнейшем появляется сопливость, угнетенное состояние, головные боли, головокружение., тошнота, судороги, нарушение ритма дыхания, падение кровяного давления, учащение пульса. В редких случаях отравление заканчивается потерей сознания и даже смертью. Использование приборов, содержащих ртуть, связано с опасностью ее испарения в воздух из-за утечек. При длительной работе в атмосфере, содержащей пары ртути, может возникнуть хроническое
149

отравление, которое характеризуется поражением нервной системы, желудочно- кишечного тракта и почек. Острые отравления ртутью весьма редки. Хроническое отравление ртутью сопровождается появлением синюшной каймы по краям десен, расстройством кишечника (боли в животе, поносы), поражением печени, дрожанием кистей рук, век, губ, языка, а в тяжелых случаях и всего тела. Санитарные правила устанавливают предельно допустимую концентрацию промышленных ядов в воздухе. Так, например, для легких предельных углеводородных компонентов нефти и газа — 300 мг/м 3 , для бензола—20, для окиси углерода — 20, для сероводорода—10, для сероводорода в смеси с углеводородами — 3, для ртути — 0,01 мг/м 3 . Присутствие и концентрацию ядов в рабочей атмосфере определяют по запаху или цвету; индикаторами, изменяющими цвет при взаимодействии с анализируемым компонентом; переносными газоопределителями и лабораторными газоанализаторами, к которым доставляют пробы воздуха. Нетерпимый запах сероводорода возникает при его концентрации около 11 мг/м 3 . Попутный нефтяной газ имеет слабый бензиновый запах, пары нефти — характерный керосиновый запах. Появление запаха свидетельствует о загрязнении атмосферы и предупреждает об опасности отравления. Окись углерода и пары ртути не обладают запахом. Необходимы систематические измерения загазованности воздуха для уверенности, что предельно допустимые концентрации ядов в атмосфере не превышены. Герметичность всего оборудования скважины и контрольно-измерительных установок—главная мера безопасности. Если установлено наличие паров и газов, то рабочие должны находиться с наветренной стороны на некотором удалении от места утечки или иметь средства индивидуальной защиты. В особо опасных случаях все работы прекращают и рабочих удаляют в безопасное место до восстановления герметичности. Исследования скважин разрешаются только в дневное время при отсутствии дождя, грозы, снега, бурана, метели. Защита работающих обеспечивается спецодеждой и обувью, перчатками, головными уборами, навесами и укрытиями, особой организацией труда с предоставлением перерывов в работе с отдыхом в помещениях или будках с нормальными метеоусловиями. Продолжительность этих перерывов включается в рабочее время. Для защиты от кровососущих насекомых рабочим выдают отпугивающие средства (репеленты), сетки и накидки В особых случаях может потребоваться приборная оценка факторов, характеризующих условия работы уровня производственного шума; характеристики вибраций; освещенности, запыленности воздуха и т. п. Результаты измерений следует сравнивать с предельными характеристиками, указанными в санитарных нормах. Освещенность рабочих мест и приборов должна обеспечивать
150

возможность выполнения работ с различением объектов размером 0,1—0,3 мм (черточки на шкале приборов). Если опасности и вредности невозможно устранить организа ционными и техническими мероприятиями охраны труда, то рекомендуется применять средства индивидуальной зашиты кожного покрова, головы, рук, ног, глаз, органов дыхания. Снабжение этими средствами предусмотрено типовыми отраслевыми нормами Оператору по исследованию скважин выдают бесплатно на 12 мес костюм брезентовый, ботинки кожаные или сапоги резиновые и на 2 мес. рукавицы брезентовые. Зимой дополнительно он получает куртку и брюки ватные и валенки (на 18—48 мес. для разных климатических поясов). Органы дыхания защищают фильтрующие или изолирующие противогазы. Первые применяют в случаях, когда известно, oт каких ядов следует обеспечить защиту, когда концентрация ядов в воздухе не особенно велика и содержание кислорода не менее 16% по объему. Фильтрующий противогаз состоит из коробки в сумке и лицевой части со шлангом (маска или полумаска). Коробка, защищающая от углеводородных газов и паров, имеет коричневую окраску, от окиси углерода — белую, от ртути — желтую и черную. Маску противогаза следует подбирать по расстоянию между центрами ушных раковин (по надбровьям) и по длине лица (через подбородок, около висков и высшую точку головы). Если сумма этих расстояний не превысит 92 см, то рекомендуется маска № 0, если она составит 92-95 см, то № 1 если 95—99 см, то № 2, если 99—102 см, то № 3, если свыше 102 см. то № 4 Изолирующие противогазы подразделяются на шланговые и кислородные. Широко применяемый па нефтегазодобывающих предприятиях шланговый противогаз ПШ-1 имеет шланг длиной не более 10 м, через который воздух засасывается силой легких работающего в нем. Противогаз шланговый типа ПШ-2 имеет принудительную подачу воздуха и длина его шланга может достигать 40 м. Конец шланга размещается в чистой атмосфере над поверхностью земли не ниже 0,5 м. При работе па высоте и в колодцах рабочие должны пользоваться предохранительными и спасательными поясами. Если имеется опасность ударов по голове, то применяют защитные каски. Головные уборы защищают голову от охлаждения и солнечных ударов. Глаза от пыли защищают противопылевые очки с мягкой, плотно прилегающей к лицу оправой. Запыление органов дыхания можно предупредить противопылевыми респираторами, из которых наиболее эффективен респиратор типа «Лепесток». Промышленная санитария определяет требования ко всем перечисленным средствам индивидуальной защиты. Спецодежда должна быть удобной, прочной, износостойкой, теплозащитной, воздухопроницаемой, а для промысловых условий — водо- и нефтепепроиицаемой.
151


ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ НЕСЧАСТНЫХ СЛУЧАЯХ
Все члены бригады по исследованию скважин должны владеть приемами первой доврачебной помощи. От своевременности и квалифицированности этой помощи в ряде случаев зависит жизнь пострадавших. Эта помощь не заменяет врачебную и не исключает необходимость вызова врача и направления пострадавшего в промысловый медпункт. В операторных и спецлабораториях для исследования скважин должны быть аптечки с набором необходимых приспособлений и средств для оказания первой помощи (должны быть индивидуальные антисептические пакеты, бинты, вата, марлевые повязки, жгуты для остановки кровотечения, шины фанерные для укрепле ния конечностей при переломах и вывихах, резиновый пузырь для охлаждения поврежденного места, поильник для промывания глаз и приема лекарств, мыло, полотенце, настойка йода, нашатырный спирт, борная кислота, валериановые капли, перекись водорода, сода питьевая, марганцовокислый калий, вазелин, бор-пая мазь, валидол). Систематические пополнения и обеспечение постоянной готовности аптечки возлагаются на бригадира. Первая помощь, оказываемая неспециалистом, ограничивается строго определенными видами, к которым относятся; временная остоновка кровотечения, перевязка paн, наложение шин на переломы, приведение в чувство при потере сознания от солнечного удара, облегчение состояния обмороженного, оживляющие мероприятия, переноска и перевозка пострадавших. При ранениях прежде всего необходимо исключить загрязнение ран, т. е. занесение а лих микробов, земли и пыли. Оказывающий: помощь обязан чисто с мылом вымыть руки или смазать пальцы йодной настойкой. Нельзя промывать рану водой, лекарством, засыпать ее порошком, покрывать мазью, стирать или сду- вать с раны загрязнение, удалять из нее сгустки крови. Индивидуальный пакет, используемый для закрытия раны, следует распечатывать так, чтобы не касаться части, накладываемой на рану. При использовании для перевязки чистого платка или тряпочки необходимо накапать на них йодную настойку, чтобы образовалось пятно размером больше раны, и этим местом накрыть ее. Кровотечение можно остановить, если поднять раненую конечность, закрыть рану комком из перевязочного материала или сдавливающей повязкой. Наружное кровотечение может быть венозным или артериальным. Венозная кровь темного цвета вытекает непрерывно. Артериальная кровь алого цвета вытекает пульсирующей струей. Артериальное кровотечение останавливают придавливанием артерий к костям, например, на челюсти, у уха, на шее, у ключицы, у плеча, у предплечья, у бедра и у стопы. Быстрее и надежнее кровотечение можно остановить сгибанием ноги или руки, сделав комок из материи и вложив его под место сгиба так, чтобы он сдавил проходящую под ним артерию При
152

сильном артериальном кровотечении всю конечность перетягивают жгутом или закруткой, но во избежание омертвления обескровленной конечности время перетягивания не должно быть более 1,5—2 ч. Слишком сильно затягивать закрутку нельзя Через каждый час жгут или закрутку снимают на 5—10 мин При кровотечении из носа пострадавшего усаживают или укладывают так чтобы его голова слегка откинулась назад На переносицу накла дывают холодную примочку и меняют ее по мере нагревания Крылья носа сжимают пальцами. В нос закладывают кусочек стерильной ваты или марли, смоченной перекисью водорода Тяжесть ожога характеризуется площадью и степенью повреждения первая — покраснение, вторая — образование пузырей на коже, третья — уничтожение кожного покрова и четвертая — повреждение подкожных тканей. При тяжелых ожогах следует осторожно снять с пострадавшего платье и обувь (лучше разрезать их) Чтобы не загрязнить места повреждений, нельзя прокалывать пузыри, смазывать пораженные места мазями, вазелином, маслами и растворами Ожоги перевязывают стерильным мате риалом При переломах и вывихах главной задачей первой помощи является обеспечение наиболее удобного и спокойного положения для поврежденной конечности, что достигается полной ее неподвижностью путем наложения шин и тугою их прибинтовывая. Это устраняет болевые ощущения и предупреждает добавочные повреждения окружающих тканей острыми краями сломанных костей. При обморочном состоянии, которое характеризуется головокружением, тошнотой, стеснением в груди, недостатком воздуха и потемнением в глазах, пострадавшею следует у пожить, опустив голову и приподняв ноги, дать выпить холодной воды и понюхать ватку, смоченную нашатырным спиртом. Класть на голову примочки и лед не следует. При солнечных ударах признаками недомогания являются слабая сердечная деятельность, частый слабый пульс, поверхностное, слабое, стонущее дыхание, судороги и бессознательное состояние Пострадавшего следует перенести в прохладное место, уложить, расстегнуть одежду, обмахивать лицо, омачивать голову и грудь, обрызгивать лицо холодной водой При отравлениях необходимо пострадавшею быстро вынести на свежий воздух Растирать снегом замерзшие части тела не рекомендуется. так как льдинки могут поцарапать кожу и вызвать нагноение. Для растирания следует применять сухие теплые перчатки или суконку. В помещении обмороженную конечность следует погрузить в воду комнатной температуры и постепенно довести ее температуру до 37°С Когда обмороженное место покраснеет, его можно смазать жиром и завязать теплой повязкой Обмороженную руку или ногу следует держать приподнятой, что облегчает боль и предупреждает осложнения
153

При спасении утопающего надо его быстро доставить к или к плавучим средствам. Воду из желудка и легких можно вылить, если уложить пострадавшего вниз головой, а животом на колено оказывающего помощь и нажимать на него со спины. Оживление потерявшего сознание делается приемом искусственного дыхания и наружного массажа сердца Искусственное дыхание можно сделать вдуванием воздуха в рот или нос постра давшего, поземом и опусканием рук (способ Сильвестра) или нажатием со спины под ребра (способ Шефера) Наиболее эффективен первый способ Пострадавшего укладывают на спину, запрокидывают его голову, открывают и очищают рот Оказывающий помощь становится на колени и выдыхает воздух из своего рта в нос или рот пострадавшего, зажимая соответственно его рот и ш нос, чтобы исключить выход вдуваемого воздуха наружу Обычно делают 10—12 выдохов и минуту Вдувать можно через резиновую или пластмассовую трубки, вставляемую в рот пострадавшему Через каждые 2—3 вдувания следует делать 4—6 надавливаний на нижнюю часть груди натолченными друг на друга ладонями рук, так чтобы деформация в 3—6 см передавалась на мышцы остановившегося сердца Такой непрямой массаж сердца стимулирует сердечную деятельность
154

По способу Сильвестра оказывают помощь два человека (рис. 78). Один из них держит язык пострадавшего, который лежит на спине. Другой становится на колени за голову пострадавшего и ритмично поднимает его руки за голову и опускает, прижимая к груди, с частотой собственного дыхания, т. е. 16— 18 раз в минуту. Подъем рук сопровождается поступлением в легкие пострадавшего около 300 см 3 воздуха. По способу Шефера необходимо положить пострадавшего на живот. При этом ею голову следует повернуть на бок и положить на согнутую руку. Оказывающий помощь становится на колени так, чтобы туловище пострадавшего было между его ног, и ритмично нажимает своими руками под нижние ребра пострадавшего (рис. 79). Для быстрого восстановления дыхания и сердечной деятельности иногда применяют оживляющие кислородные и электрические аппараты. Для переноски пострадавшего используются носилки, которые осторожно пододвигают под пострадавшего. Несут носилки без раскачивания. Носильщики должны шагать не в ногу.
155