Манометри МГП-6, МГП-7, МГП-8, МГПР

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ З

ТЕХНОЛОГІЇ ВИДОБУВАННЯ НАФТИ

ЧАСТИНА 1

РОБОТИ №№ 1 – 9

 

 

 

 

Міністерство освіти і науки України

ІВАНО–ФРАНКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ

ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ НАФТИ І ГАЗУ

 

 

Кафедра розробки та експлуатації

нафтових і газових родовищ

 

Бойко В.С., Тарко Я.Б., Вольченко Д.О.,

Соломчак Я.В., Псюк М.О.

 

 

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

З ТЕХНОЛОГІЇ ВИДОБУВАННЯ НАФТИ

 

ЧАСТИНА 1

РОБОТИ №№ 1 – 9

 

 

Методичні вказівки для студентів спеціальності

“Видобування нафти і газу”

 

Івано – Франківськ

МВ 02070855 – 1713 – 2006

Бойко В.С., Тарко Я.Б., Вольченко Д.О., Соломчак Я.В., Псюк М.О. Лабораторний практикум з технології видобування нафти. Частина 1. Роботи №№ 1-9: Методичні вказівки для студентів спеціальності 7.09.03.04 - “Видобування нафти і газу”. - Івано - Франківськ: Факел, 2006. – 100 с.

В методичних вказівках наведено 9 лабораторних робіт з описом їх мети, задач виконання, теоретичних положень з тем по даних роботах, обладнання і приладів, що використовуються в роботах, порядку проведення робіт. Даються вказівки з підготовки до занять та оформлення звітів, контрольні запитання і список рекомендованої літератури.

В лабораторному практикумі описано призначення і будову приладів і апаратури, що використовуються при дослідженнях свердловин, в технології і техніці видобутку нафти, при різних способах експлуатації свердловин.

Лабораторний практикум призначений для підготовки та виконання лабораторних робіт з курсу “Технологія видобування нафти” студентами спеціальності “Видобування нафти і газу”.

 

 

Рецензент: канд. техн. наук,

доцент кафедри розробки та

експлуатації нафтових і

газових родовищ Ю.В. Марчук

 

ЗМІСТ

Стор.

Вступ......………………………….……………………….
Лабораторна робота №1. Ознайомлення з обладнанням і технікою відбору та зберігання проб пластової нафти. ………
Лабораторна робота №2. Вивчення конструкцій глибинних манометрів........................................................
Лабораторна робота №3. Технологія вимірювань з допомогою свердловинних приладів....………................
Лабораторна робота №4. Лабораторна повірка мано-метра МГН-2 і розшифровка показів глибинного манометра. ……............................................................................
Лабораторна робота № 5. Вивчення приладів і апаратури для вимірювання температури. ……...………
Лабораторна робота №6. Вивчення установок та приладів для дослідження властивостей пластових нафт. ………..…...................................................................
Лабораторна робота №7. Визначення тиску насичення нафти газом і коефіцієнта стисливості нафти на установці АСМ-300М.…….............................…..….…….
Лабораторна робота №8. Визначення в’язкості пластової нафти ……………………………..…………….
Лабораторна робота №9. Вивчення глибинних приладів для вимірювання дебіту і витрати рідини. …....

 

 

ВСТУП

 

Частина 1 лабораторного практикуму з технології видобування нафти призначена для студентів спеціальності 7.09.03.04 - "Видобування нафти і газу" і являє собою практич-ний посібник при вивченні даного курсу, в тому числі і для самостійної роботи.

До лабораторного практикуму входять 9 лабораторних робіт (роботи №№ 1-9), кожна з яких містить мету роботи, теоретичну частину з описом приладів та установок, вказівки щодо самостійної роботи студентів, порядок проведення роботи і обробки результатів досліду та вказівки з оформлення отриманих результатів. В кінці кожної роботи наведений перелік контрольних запитань для самоперевірки та список рекомендованої літератури. Всі роботи базуються на об-ладнанні, наявному в лабораторіях кафедри.

Виконання лабораторних робіт з “Технології видобування нафти” є невід’ємною частиною вивчення та засвоєння програми даної дисципліни. Тому перед виконанням лабораторної роботи студент повинен опрацювати теоретичну частину, підготувати звіт з обов’язковими схемами приладів та установок, що розглядаються в даній роботі, ознайомитись з її змістом роботи, обладнанням, установкою, засвоїти порядок виконання, методику обробки одержаних даних та їхню інтерпретацію.

При проведенні лабораторних робіт студент повинен дотримуватися правил з техніки безпеки, охорони праці і протипожежної безпеки, за порушення яких викладач може усунути студента від подальшого виконання роботи.

За результатами кожної лабораторної роботи студент оформляє звіт, в якому обов’язково вказує назву роботи, її мету, наводить загальні теоретичні положення, схему при-ладу (установки), порядок проведення роботи, одержані результати дослідів, їхню обробку та висновки.

Самостійна робота студента полягає в опрацюванні методичних вказівок стосовно конкретної теми (напрямку), вивченні теоретичної частини, перевірці набутих знань за переліком контрольних запитань та підготовці звіту по роботі.

Допуск до лабораторної роботи, рівень її виконання та захист оцінюються викладачем за рейтинговою системою згідно з програмою та навчальним планом дисципліни. Захист кожної лабораторної роботи після оформлення звіту рекомендується проводити за наведеними контрольними запитаннями.

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №1

 

ОЗНАЙОМЛЕННЯ З ОБЛАДНАННЯМ І ТЕХНІКОЮ ВІДБОРУ ТА ЗБЕРІГАННЯ ПРОБ пластової НАФТИ

 

 

1.1 Мета роботи:

Вивчити конструкцію пробовідбірника ПД-3М для відбору глибинних проб пластової нафти та контейнерів для зберігання і перевезення проб пластової нафти.

 

 

Теоретична частина

1.2.1 Відбір глибинних проб пластової нафти.

Конструкція пробовідбірника ПД-3М

 

Глибинні проби пластової нафти відбирають з вибоїв нафтових свердловин спеціальними пробовідбірниками. Роз-роблено і створено багато конструкцій приладів для відбору нафти. Розрізняють протічні, непротічні, комбіновані, одно- і багатокамерні пробовідбірники. за принципом (характером) заповнення камери приладу пробовідбірники поділяють на протічні (прилади з протічною, наскрізною камерою) і непротічні (прилади, які набирають нафту в камеру без попереднього протоку через неї.). Протічний пробовідбірник спускається у свердловину з відкритими клапанами і при русі до вибою свердловини камера приладу неперервно промивається висхідним потоком нафти.

У випадку високої в’язкості нафти і малого дебіту свердловини заміщення суміші, що раніше попала в пробовідбірник, на вибійну пробу утруднюється. (у зв’язку із закупорюванням отворів пробовідбір-ника). Тому протічні пробовідбірники доцільно використовувати для відбору проб нафти з високодебітних свердловин при малій в’язкості нафти. Для відбору проб високов’язкої нафти з малодебітних свердловин використовують непротічні пробовідбірники. Прилади даного типу спускаються на вибій із закритими клапанами (клапани відкриваються на вибої), що дозволяє відібрати саме вибійну пробу нафти.

Другою ознакою, за якою розрізняють пробовідбірники, є принцип керування роботою клапанів. за цією ознакою виділяють дві групи приладів: пробовідбірники з різними реле і з пристроями, які вимагають механічної дії з поверхні. При цьому використовуються реле манометричні, температурні та реле часу (годинниковий механізм).

На рис.1.1 наведена схема найпростішого пробовідбірника протічного типу ПД-3М з реле часу для керування клапанами, з об’ємом приймальної камери 800 см³ (зображений з відкритими клапанами). Для закривання клапанів цього пробовідбірника його не потрібно струшувати (як, наприклад, пробовідбірник ПД–2), що дозволяє застосовувати прилад для спуску в похилоскеровані свердловини.

Пробовідбірник складається з верхнього клапана 1, сідла верхнього клапана 2, важеля спускного механізму 3, штока верхнього клапана 4, нижнього клапана 5, кульок замка 6, муфти замка 7, сідла нижнього клапана 8, пружини 9, годинникового механізму 10, валика 11, ходової гайки 12, штифта 13, пружини 14, голки верхнього клапана 15, втулки замка 16.

У свердловину пробовідбірник спускається з відкритими клапанами. При підготовці приладу до спуску нижній клапан відкривають дерев’яним штоком, для чого його вводять в отвір пробовідбірника знизу, а верхній клапан відтискають донизу через спеціальний отвір в тілі пробовідбірника. При цьому голка 15 верхнього клапана 1 розсуває кульки 6, муфта 7 впирається в них внутрішніми виступами, і нижній клапан 5 за-лишається відкритим.

Верхній клапан 1 утримується у відкритому положенні важелем 3, який впирається в шток 4 верхнього клапана. При спуску в свердловину камера пробовідбірника промивається нафтою. Годинниковий механізм 10 обертає через валик 11 ходову гайку 12, з’єднану з важелем 3, який, повертаючись на певний кут навколо осі, зісковзує зі штока 4, і верхній клапан під дією пружини 14 закривається. При цьому голка 15 виходить із кулькового замка, муфта 7 звільняється, тяга разом із нижнім клапаном 5 опускається вниз і клапан закривається. Для установки необхідної витримки часу валик приводу ходової гайки 12 обертають за фрикціон, відраховуючи кут повороту за стрілкою і шкалою часу, протягом якого важіль 3 зісковзує зі штока 4.

В хвостовику пробовідбірника (верхня частина) роз-міщений замок, призначений для кріплення троса, на якому прилад спускають в свердловину.

В пробовідбірнику ПД-3М використовують годин-никовий механізм МГМ-1 з підсиленою заводною пружиною (або годинникові приводи типу 26-ЧП, 27-ЧП, 211-ЧП та ін.). На вибої пробовідбірник витримують з відкритими клапанами протягом 10-20 хв, щоб нафта в ньому повністю відповідала пластовій.

1 − верхній клапан; 2 − сідло верхнього клапана; 3 − важелі спускного механізму; 4 − шток верхнього клапана; 5 − нижній клапан; 6 − кульки замка; 7 − муфта замка; 8 − сідло нижнього клапана; 9 − пружина; 10 − годинниковий механізм; 11 − валик; 12 − ходова гайка; 13 - штифт; 14 − пружина; 15 − голка верх-нього клапана; 16 − втулка замка Рисунок 1.1 − Схема пробовід- бірника ПД-3М

 

 

Для того щоб нафта на вибої свердловини за вмістом в ній розчиненого газу мало відрізнялась від пластової, свердло-вину потрібно приблизно протягом доби експлуатувати з мінімально можливим дебітом. При цьому чим меншим є коефіцієнт продуктивності свердловини і чим більше вільного газу знаходиться біля вибою, тим довше треба витримувати свердловину при мінімальному дебіті і навпаки.

Пробовідбірник ПД-3М використовують для відбору проб нафти під тиском до 30 МПа і при температурі до 100 °С. Габарити пробовідбірника: діаметр 35 мм, довжина 2260-2800 мм, маса 10,2 кг. Максимальна глибина спуску – 3000 м. Тривалість одного оберту годинникового механізму ~ 1 год, тривалість його робочого ходу – 4 год.

У випадку, якщо нафта у свердловині має велику в’язкість, то витіснення із камери пробовідбірника нафти, набраної із вищезалягаючих шарів вибійною нафтою у зв’язку із малими прохідними отворами в описаному вище пробовідбірнику практично майже не відбувається. В результаті на по-верхню піднімають нафту з вибійним тиском, але із значно меншою кількістю газу.

Цього можна уникнути, якщо використати пробовідбірник з непротічною камерою. Крім того, пробовідбірники з непротічною камерою використовуються у випадку необхідності відбору проби із зупинених, нефонтануючих свердловин, а також із свердловин з інтенсивним виділенням парафіну. Приймальна камера цих приладів під час спуску закрита. Відбір проби на заданій глибині проводиться шляхом послідовного відкриття і закриття клапана. Відомі такі типи непротічних пробовідбірників: пробовідбірники ВНДІ - 1 (ВПП-300), ПВП-5, АзНДІ. серійно випускається прилад конструкції ВНДІ-1.

Одним з найбільш поширених пробовідбірників не-протічного типу є пробовідбірник АзНДІ, що використовується для відбору проб нафти із насосних свердловин (в тому числі і високов’язких нафт). Площа перерізу прохідних каналів у пробовідбірнику АзНДІ в 30-35 разів є більшою, ніж сумарна площа перерізу каналів у пробовідбірників малого діаметра. Довжина пробовідбірника АзНДІ 700 мм, діаметр 72 мм, його можна спускати в труби з внутрішнім діаметром d_вн не менше 89 мм (4 дюйми).

Для збільшення точності визначення властивостей пластових нафт доцільно відбирати декілька проб з однієї і тієї ж свердловини. Пришвидчення працемістких робіт з відбору проб можна досягти з допомогою багатокамерних пробовід-бірників, які дають можливість за один рейс приладу відібрати одночасно декілька проб із заданої глибини. Відомі багатооб’ємні пробовідбірники, що дозволяють відбирати декілька проб з різних глибин.

Розроблені конструкції пробовідбірників, які дозволяють відбирати проби нафти через міжтрубний простір із свердловин, що експлуатуються глибинними насосами. Необхідно зауважити, що відбір глибинних проб нафти, як правило, здійснюють на ранній стадії розробки родовищ.

Для того, щоб відібрана з допомогою пробовідбірника проба нафти якнайбільше відповідала пластовим умовам, необхідне виконання таких основних вимог:

1. Відбір проби повинен проводитися тільки на заданій глибині при відомих значеннях пластового тиску і температури.

2. Кількість взятої проби нафти повинна бути достатньою для забезпечення можливості визначення її властивостей на спеціальних установках.

3. Пробовідбірник повинен бути герметичним, а також забезпечувати можливість якісного переведення проби в проміжну ємність (контейнер) або в апаратуру для досліджень.

Методика відбору проби залежить від умов експлуатації покладу. Якщо пластовий тиск набагато перевищує тиск на-сичення, то відбір якісної проби проходить без ускладнень. При вибійних тисках, нижчих за тиск насичення, коли газ з нафти виділяється тільки в привибійній зоні (в області воронки депресії), перед відбором проби змінюють режим роботи свердловини так, щоб вибійний тиск при новому режимі став вищим за початковий тиск насичення. Таким чином, для відбору якісної проби нафти необхідно, щоб на вибої знаходилась однофазна нафта, тобто щоб вибійний тиск був вищим за тиск насичення. Якщо відповідною зміною режиму роботи свердловини не можна забезпечити виконання даної умови, то проби відбирають із зупинених свердловин. Нафту, відібрану пробовідбірником, переводять у спеціальні контейнери для транспортування в лабораторію.

Якщо тиск у нафтовому пласті став нижчим за тиск насичення, проби пластової нафти, що відповідають початковим умовам у покладі, готують штучно, змішуючи нафту і газ у необхідних пропорціях.

У зв’язку із значною мінливістю властивостей нафти в межах пласта для більш точної оцінки її усереднених властивостей відбір проб необхідно проводити із свердловин, рівномірно розміщених на покладі. Оптимальну кількість проб визначають за методами математичної статистики, виходячи із мінливості параметрів нафти по покладу і точності використовуваної апаратури для аналізів.

 

 

Контейнери

Нафта, відібрана пробовідбірником, переводиться в контейнер КР-5 (рис. 1.2) або КР-3 для подальшого транспортування. Крім того, контейнери призначені також для відбору нафти і газу із сепаратора (трапа) для приготування штучних (рекомбінованих) проб пластової нафти. Контейнер КР-3 розрахований на максималь-ний робочий тиск 35 МПа, а поршневий контейнер КР-5 − на 45 МПа. Внутрішній об’єм контейнерів 800 мл.

Контейнер КР−5 являє собою нерознімну посудину високого тиску, виготовлену з нержавіючої сталі, оснащену запірними вентилями.

Для захисту від механічних пошкоджень вентилів контейнера передбачені ковпачки з байонетними прорізами під гвинти, що вгвинчені в тіло контейнера. Для перенесення контейнер має ручку з хомутами.

Контейнер КР-2 призначений для відбору проб рідини з трапів (вертикальних гравітаційних сепараторів на нафтових промислах). конструктивно він є подібним до контейнера КР-3. Відмінність полягає в тому, що контейнер КР-2 обладнаний три-ногою для його установки у вертикальному положенні і мано-метром із приєднувальним трубопроводом.

Для відбору і зберігання проб газу, відібраних із трапів і посудин високого тиску, використовується контейнер КГ-1. Він розрахований на тиски до 16 МПа.

Проби газу піддаються аналізу і дослідженню з метою визначення коефіцієнтів стисливості. Їх використовують для приготування рекомбінованих проб для вивчення властивостей газонафтових сумішей.

Проби газу піддаються аналізу і дослідженню з метою

визначення коефіцієнтів стисливості. Їх використовують для

 

 

Рисунок 1.2 − Схема контейнера КР-5

 

Контейнер для газу складається із азотного балону і маніфольда з манометром або вакуумметром.

1.3 Обладнання і прилади

Пробовідбірник ПД-3М, контейнери.

 

1.4 Самостійна робота студента

Вивчити будову пробовідбірників і контейнерів за даними методичними вказівками і списком рекомендованої літератури. Підготувати звіт із схемами пробовідбірників та контейнерів.

 

 

 

Порядок проведення роботи

1.5.1 Ознайомитись із призначенням, типами пробовідбірників і контейнерів. Ознайомитись із особливостями і умовами відбору проб нафти, якщо пластовий (вибійний) тиск є вищим або нижчим від тиску насичення нафти газом. Ознайомитись з особливостями відбору проб високов’язкої нафти.

1.5.2 Розібрати і зібрати пробовідбірник ПД-3М. Вивчити його будову.

1.5.3 Ознайомитися з будовою контейнерів КР-2, КР-3, КР-5.

 

 

1.6 оформлення звіту

 

У звіті вказати мету роботи, навести схему пробовідбірника ПД-3М та схеми контейнерів для нафти і газу, навести опис схем і принципу роботи пробовідбірника, контейнерів.

 

 

1.7 Контрольні запитання

 

1.7.1 Типи пробовідбірників. Їхні переваги і недоліки.

1.7.2 будова і принцип роботи пробовідбірника ПД-3М, його призначення.

1.7.3 Призначення і будова контейнерів КЖ-3, КЖ-5, КЖ-2.

1.7.4 Умова відбору якісної проби нафти. Вимоги до пробовідбірників.

1.7.5 призначення і принцип роботи пробовідбірника не-протічного типу.

1.7.6 Поясніть, чому відбір глибинних проб нафти здійснюється на ранній стадії розробки родовища.

1.8 Список літератури

1.8.1 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1982. – 311 с.

1.8.2 К.Г.Оркин, П.К.Кучинский. Лабораторные работы по курсу “Физика нефтяного пласта”. – М.: Гостоптехиздат, 1953.– 210 с.

1.8.3 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с.

1.8.4 Васильевский В.Н., Петров А.И. исследование нефтяных скважин и пластов. – М.: Недра, 1973. - 342 с.

1.8.5 Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. – М.: Недра, 1989. – 270 с.

 

 

 

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 2

ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ

ГЛИБИННИХ МАНОМЕТРІВ

2.1 Мета роботи:

 

Вивчити конструкції існуючих глибинних манометрів, проводячи їхнє розкладання і складання. Навчитися розшифровувати діаграми, записані при вимірюванні вибійного і пластового тисків.

 

Теоретична частина

2.2.1 Призначення глибинних манометрів, їхні типи

Глибинні реєструвальні манометри є основними приладами при дослідженні свердловин і пластів і використовуються для:

1) вимірювання вибійних тисків при різних відборах рідини;

2) вимірювання пластового тиску;

3) вимірювання тиску по стовбуру свердловини та у ліфтових трубах;

4) систематичного вимірювання пластового тиску в спостережних і п'єзометричних свердловинах при вивченні динаміки пластових тисків.

В залежності від задач, що розв'язуються за допомогою приладів, розрізняють власне глибинні манометри, що вимірюють абсолютне значення тиску в свердловині, і прилади, що вимірюють тільки величину відхилення тиску (збільшення) від якогось початкового значення. Другий тип приладів називають диференційними глибинними манометрами, вони вимірюють різницю між початковою величиною тиску і поточним його значенням. В даній лабораторній роботі розглядаються глибинні манометри.

За принципом дії всі глибинні манометри поділяються на наступні:

1. Пружинні (геліксні) глибинні манометри, у яких в якості пружного чутливого елемента використовується багатовиткова трубчаста пружина, що називається геліксом (МГН-2, МГИ-1М, МГИ-3, МГТ-1, МГЛ-5 та ін.).

2. Пружинно-поршневі, в яких вимірюваний тиск сприймається ущільненим поршнем, з'єднаним із гвинтовою циліндричною пружиною. Розрізняють пружинно-поршневі манометри з обертовим і нерухомим поршнями (МГН-1, МПМ-4, МГПП-4).

3. Пневматичні, принцип дії яких заснований на зрівно-важуванні вимірюваного тиску тиском стиснутого газу, що за-повнює вимірювальну камеру приладу (ДГМ-4М, ДГМ-5).

Характеристика деяких манометрів наведена нижче.

 

 

2.2.2 Будова і принцип дії геліксного манометра

Однією з головних переваг геліксних приладів є можливість використання їх для вимірювання високих тисків при підвищених температурах.

 

 

2.2.2.1 Геліксний манометр МГН-2

 

Існує багато типів свердловинних манометрів, але найбільш простим і розповсюдженим є манометр свердловинний геліксний (МГН-2) з автономною реєстрацією (рис. 2.1). Він призначений для дослідження експлуатаційних свердловин.

Чутливим елементом у цьому манометрі є багатовиткова порожниста плоска пружина-гелікс, заповнена у вакуумі легкою оливою. Свердловинний тиск через отвір у корпусі 10 діє на сильфон 9, внутрішня порожнина якого з’єднана із порожниною гелікса 8. Сильфон являє собою еластичну металеву гармошку, що, як і гелікс, заповнена оливою. Сильфон виконує роль розділювача рідин. сильфон контактує із свердловинною рідиною, тиск якої без втрат передається через нього рідині всередині гелікса. Під дією цього тиску вільний кінець гелікса разом з пишучим пером 5, яке закріплене на втулці 6, повертається на кут, пропорційний виміряному тиску. Перо креслить лінію на бланку, вставленому в каретку 4. Для отримання неперервного запису зміни тиску в часі каретка разом з бланком рухається поступально по ходовому гвинту 3, який обертається годинниковим приводом 1. Для зменшення похибки, що вноситься за рахунок неспівосності пишучого пера і каретки, втулка, на якій закріплене перо 5, центрується відносно каретки 4. Остання виконана у вигляді барабана з трьома виступами, що ковзають по напрямних пазах в корпусі 7.

Манометр комплектується двома змінними ходовими гвинтами з різним кроком і редуктором 2, що дозволяє отримати чотири різні масштаби часу при використанні одного годин-никового приводу.

Усі деталі манометра, за винятком сильфона, розміщені в герметичному корпусі, усередині якого підтримується атмосферний тиск. Як правило, в нижній частині приладу в спеціальній камері міститься звичайний максимальний термометр для реєстрації температури на вибої свердловини і внесення температурних поправок до показів манометра.

В каретку вкладають бланк зі спеціального паперу, на якому перо залишає тонкий слід при дуже малому терті. Перо описує дугу, ординати якої є пропорційними тиску, при сталому переміщенні каретки. Таким чином, на паперовому бланку залишається запис у координатних осях Р і Т (тиск і час). Розшифровка запису, тобто вимір ординат (Р), здійснюється на оптичних столиках з мікрометричними гвинтами.

 

 

2.2.2.2 Геліксний манометр МГТ-1

манометр МГТ-1 (рис. 2.2) призначений для контролю тиску на вибою свердловин, в які закачують гарячу воду або вологий пар при температурі до 350 °С. Його особливістю є відсутність в реєструючій частині приладу годинникового механізму.

Вимірюваний тиск передається в порожнину геліксної пружини 2 через сітчастий фільтр 1. Реєстрація показів здійснюється пером 3 на бланку, вкладеному в каретку 4, яка з’єднана з рейкою 5. Положення каретки відносно пера фіксується з допомогою клацавки 6 і підпружиненої собачки 9. При різкому гальмуванні або ривку приладу за дріт (кабель) вантажі 8 переміщуються по інерції вниз і відводять собачку, звільняючи рейку, яка разом з кареткою під дією власної ваги переміщується також вниз на один крок. Подальшому переміщенню рейки перешкоджає собачка, яка під дією пружини 7

1 – годинниковий привід; 2 – редуктор; 3 - ходовий гвинт; 4 – каретка; 5 – пишу- че перо; 6 – втулка; 7 – корпус; 8 – гелікс; 9–сильфон; 10 – корпус Рисунок 2.1 – Принципова схема геліксного маномет- ра МГН-2

1 – сітчастий фільтр; 2 –гелікcна пружина; 3 – перо; 4 – каретка; 5 – рейка; 6 – клацавка; 7 – пружина; 8 – вантажі; 9 – собачка Рисунок 2.2 – Принци-пова схема геліксного манометра МГТ-1

 

повертається у вихідне положення. При цьому на бланку реєструється тиск, виміряний в момент ривка приладу. Всього протягом роботи приладу можна зафіксувати 10-15 значень тиску в довільно вибрані моменти часу. Даний реєструючий пристрій отримав назву інерційного відмітчика часу.

Манометр МГЛ-5

Призначений для вимірювання тиску на вибої глибинно-насосної свердловини при роботі глибинного насоса.

Належить до типу геліксоїдних манометрів, тільки конструктивно оформлений інакше. Повний хід годинникового механізму - 7 діб. Спускається в свердловину на ліфтових трубах заведеним під вхід (прийом) глибинного насоса. Друга назва манометра МГЛ-5 – ліфтовий манометр геліксного типу.

 

 

2.2.2.4 Манометри МГИ-1М і МГИ-3

 

Відносяться до геліксних манометрів. Призначені для реєстрації тисків при випробовуванні свердловин з допомогою трубних випробовувачів пластів. В цих приладах реєстрація зміни тиску починається тільки після того, як випробовувач пласта досягає заданої глибини. Порівняно з манометром МГН-2 у манометрах МГИ-1М і МГИ-3 є багато конструктивних змін. Зокрема, для вмикання годинникового приводу в них застосовується гідровмикач, що складається із сильфона, ущільненого поршня і підпружиненого штока з нанесеними на ньому поділками.

За кордоном роботи з розробки та удосконалення геліксних манометрів проводяться американськими фірмами Амерада (GRC) і Кастер (Kuster). Ними випущені такі манометри: АK-1 (для роботи в трубних випробовувачах), RPG-3, RPG-4, RPG-5 (може бути використаний як для спуску в свердловину на дроті, так і для спуску в глибиннонасосні свердловини разом з колоною), K-2, K-3, K-4 (для дослідження глибиннонасосних свердловин) та ін.

 

В табл. 2.1 наведені основні технічні характеристики геліксних глибинних манометрів.

 

Таблиця 2.1 − Технічні характеристики геліксних глибинних манометрів

	Манометр
Показники	МГН-2	МГТ-1	RPG-3,	K-2,
			RPG-4	K-3
Верхні границі вимірювання
тиску, МПа	10 -100
Максимальна температура, оС
Похибка манометра, % верхньої межі	0,25- 0,4	2,0	0,2	0,25
Довжина запису тиску, мм			46-50	50-60
Довжина запису часу, мм				75-100
Розміри, мм: довжина   діаметр	1565 (2285*) 32-36		25-32	25-32
Маса, кг	6 (12,5*)	8,0	6,8	2,7-4

 

* − довжина і маса манометра з обважнювачем.

2.2.3 Будова і принцип дії пружинно-поршневих манометрів

Майже одночасно з розробкою геліксних манометрів були розпочаті роботи по створенню манометрів з ущільненим поршнем (пружинно-поршневих манометрів). Одна з перших конструкцій манометрів цього типу була розроблена фірмою Хамбл (США) на початку 30-х років минулого століття.

Розрізняють пружинно-поршневі манометри з не-обертовим і обертовим поршнем. В СРСР перший манометр з обертовим поршнем був розроблений в 1955 р.

На рис. 2.3 а наведена одна з перших конструкцій манометра пружинно-поршневого типу з необертовим поршнем. Під дією свердловинного тиску р, що передається через фільтр 1, поршень 4 деформує гвинтову циліндричну пружину 2 і переміщується на довжину ходу, пропорційну виміряному тиску. Переміщення поршня реєструються пишучим пером 5 на бланку, встановленому в барабан 6 годинникового приводу 7. Внутрішня порожнина реєструючого пристрою захищена від зовнішнього тиску міцним циліндричним корпусом, що в рознімній площині має ущільнювальні прокладки, виготовлені з фібри. Внаслідок великого і змінного за величиною тертя в ущільненнях 3 поршня 4 даний манометр має похибку порядку 1,5-2 % і велику зону нечутливості (3-5 % від межі вимірювання).

Пізніше, з метою підвищення точності манометрів з ущільненим поршнем було запропоновано здійснювати примусове обертання поршня за допомогою спеціального годинникового приводу. Це було реалізовано і знайшло по-дальший розвиток в конструкціях манометрів, розроблених в США, Німеччині і СРСР. На рис. 2.3 б наведено схему манометра з обертовим поршнем, розробленого фірмою Лойтерт (Німеччина). В цих манометрах застосовуються годинникові приводи 1, які обертають вимірювальну пружину 2, що жорстко з’єднана із поршнем 4. Пишуче перо 5 обертається разом з поршнем і одночасно переміщається поступально під дією вимірюваного тиску. На бланку, вкладеному в нерухомий барабан 6, креслиться гвинтова лінія, точки якої віддалені від базової (нульової) лінії на відстані, пропорційні виміряному в даний момент часу тиску. Надання поршню обертового руху дозволило суттєво зменшити похибку приладів, спричинену тертям в ущільненні 3.

Пізніше була розроблена конструкція манометра, в якій ущільнювальний поршень обертався з допомогою електро-двигуна постійного струму з живленням від батареї сухих елементів. Це дозволило значно збільшити частоту обертання поршня. Пізніше (в СРСР в 1955 р.) були запропоновані манометри з неперервним обертанням поршня від електродвигуна.

Після цього були розроблені манометри з періодичним

обертанням поршня з годинниковим приводом в якості

переривача обертання. Режим періодичного (переривчастого)

 

а – з необертовим поршнем:

1 – фільтр; 2 – пружина;

3 – ущільнення;

4 – поршень; 5 – перо;

6 – барабан; 7 – годин-никовий привід

б – з обертовим поршнем:

1 – годинниковий привід;

2 – вимірювальна пружина; 3 – ущільнення;

4 – поршень;

5 – пишуче перо;

6 – барабан

 

Рисунок 2.3 а, б - Пружинно-поршневі манометри

 

обертання поршня в подальшому був реалізований в різних конструкціях пружинно-поршневих манометрів, розроблених ВНДІКАнафтогазом та УФНДІ. Для забезпечення переривчастого обертання поршня в цих приладах застосовують спеціальні типи переривачів: пневматичний, механічний і електронний.

Для вимірювання тисків з високою точністю ВНДІКАнафтогаз розробив свердловинний манометр з обертовим поршнем МГН-1 (рис. 2.4). Для обертання поршня 7 в ньому використаний електродвигун 4, що живиться від батареї сухих елементів 2. При цьому пишуче перо 9 з’єднане з обертовим поршнем з допомогою шарніра 8 і переміщується поступально. Запис у часі здійснюється з допомогою годинникового приводу 11. В приладі використовується електронний переривач обертання 3, що автоматично розмикає коло живлення електродвигуна. Періодичний режим обертання поршня дозволяє збільшити загальний час роботи приладу з одним комплектом елементів до 200 год замість 2-4 год при неперервному обертанні поршня. електронний переривач забезпечує можливість регулювання часу вимикання електро-двигуна від 2-х до 4-х хв. Похибка вимірювання тиску манометром МГН-1 становить 0,25 %.

 

 

2.2.3.1 Манометр МГП – 3М

 

Належить до типу поршневих манометрів з необертовим поршнем. за конструкцією він є подібним до приладу, зображено-му на рис. 2.3 а. Спускається у свердловину на дроті Ø 1,6-2 мм за допомогою апарата Яковлєва чи глибинної лебідки “Азинмаш-2Т”, змонтованих відповідно на автомобілі ГАЗ чи тракторі ДТ. Використовується переважно в газових свердловинах.

В цьому манометрі використовується годинниковий механізм 26-ЧП, вихідний вал якого робить 1 оберт за 4 год.

Інтерпретація отриманих діаграм здійснюється з допомогою компараторного столика типу КГМ-3, що дозволяє вимірювати ординати запису з точністю до 0,01-0,02 мм. У верхній частині манометра знаходиться термокарман, у якому міститься максимальний тер

мометр. Похибка манометра складає 1,5 % верхньої границі ви-мірювання. Манометри МГП-3М випускають з наступними границями вимірювання: 16, 25 і 40 МПа. Максимальна робоча

температура – 423 К. Діаметр манометра – 33 мм, довжина – 1658 мм, маса – 7 кг.   2.2.3.2 Манометр МГП-4   Призначений для вимірювання тиску при дослідженні свердловин. Від МГП-3 відрізняється наявністю гідравлічного

1 – гідровмикач; 2 – блок живлення; 3 – електронний переривач; 4 – електро-двигун; 5 – проміжний валик; 6 – пружина; 7 – ущільнений поршень; 8 – шарнір; 9 – перо; 10 – барабан з діаграмним бланком; 11 – годинниковий привід Рисунок 2.4 – Манометр МГН-1 з обертовим поршнем

 

 

затвора, через який подається тиск на манометричний блок, оскільки вимірювальна камера забруднюється піском і глинистим розчином.

манометри МГП-6, МГП-7, МГП-8, МГПР

 

Належать до типу поршневих манометрів. Використовуються для вимірювання тиску при дослідженнях свердловин.

Кожен наступний манометр з цього ряду має більш високу границю вимірювання тиску. Прецизійний глибинний манометр МГП-8 являє собою пружинно-поршневий манометр з примусовим безперервним обертанням поршня від електродвигуна в процесі вимірювання, що знижує похибку у цих типах приладів внаслідок зменшення тертя в ущільненнях поршня.

Манометр МГПР призначений для вимірювання тиску при проведенні гідравлічного розриву пласта, має ряд конструктивних удосконалень і підвищені границі вимірювання тиску.

2.2.3.4 манометри МпМ-4 і МГПП-4

 

Ці манометри розроблені інститутом БашНДПІнафта. В цих приладах відсутній годинниковий привід. Запис тиску в часі в цих манометрах здійснюється з допомогою електродвигуна. Манометр МПМ – 4 – малогабаритний прилад. електродвигун обертає поршень в ньому через понижуючий редуктор з передавальним відношенням 1: 25000. діаметр приладу – 25 мм, що дозволяє спускати його в затрубний простір глибиннонасосних свердловин. В манометрі МГПП-4 обертовий поршень шарнірно з’єднаний з пишучим пером, що переміщується поступально. При цьому барабан обертається через понижуючий редуктор.

2.2.3.5 Прилади для вимірювання перепаду тиску

 

Для вимірювання перепаду тиску використовують в основному диференціальні самопишучі манометри ДГМ-4М, МГД-5, “Самотлор-1”, що складають окрему групу приладів. Вони призначені для дослідження свердловин методом про-слуховування і відновлення тиску, коли необхідно зафіксувати незначну зміну тиску, абсолютне значення якого є на два-три порядки вищим. Іншими словами, ці прилади повинні мати дуже високу чутливість, що досягається в основному за рахунок зрівноважування початкового тиску в свердловині тиском стиснутого газу, що нагнітається у вимірювальну камеру приладу перед його спуском у свердловину. Особливо високою чутливістю відзначаються п’єзографи (зокрема, ППИ-4М), з допомогою яких реєструється зміна рівня рідини в п’єзо-метричних і спостережних свердловинах. у свердловину диф-манометри, як і геліксні та пружинно-поршневі манометри, спускають за допомогою лебідки.

 

 

2.2.3.6 Дистанційні манометри

 

Перший в СРСР ліфтовий геліксний манометр з дистанційною передачею показів на поверхню був розроблений в 1954 р. ВНДІКАнафтогазом. Це манометр УДГМ-1. Він являє собою вимірювальний комплекс, що складається з: 1) глибинного снаряду (глибинного перетворювача тиску), що являє собою гелікс з реостатним датчиком; 2) кабелю; 3) реєструючого при-ладу, встановленого на поверхні (міст типу ЕМД-202). Манометр УДГМ-1 використовується для дистанційних вимірів тиску під вхідним (прийомним) патрубком глибинного насоса.

В СРСР поряд з дистанційними манометрами, по-будованими на базі геліксних приладів, були розроблені також дистанційні вимірювальні пристрої пружинно-поршневого типу. До них належить дистанційний ліфтовий манометр ДЛПМ-2М, призначений для дослідження глибинно-насосних свердловин. Перетворювач тиску в цьому манометрі являє собою пружинно-поршневий манометр, в якому в обертовий рух приводиться корпус моноблоку, що встановлений в підшипниках. Обертання здійснюється з допомогою синхронного електродвигуна через редуктор і вал із зубчастою передачею.

 

2.2.4 способи вимірювання тиску в свердловині

 

У більшості задач дослідження продуктивних пластів використовуються дані про величини вибійного Р_виб і пластового Р_пл тисків, зведених до глибини залягання розкритого пласта (точніше до його середини). Ці величини можна визначити двома способами:

1) шляхом виміру глибинним манометром, встановлюваним у заданій точці;

2) шляхом виміру в будь-якій іншій точці (точка виміру) з наступним зведенням його до заданої глибини.

Вибійний тиск вимірюється в працюючій свердловині. Пластовий тиск виміряють в зупинених або неексплуатованих свердловинах так само, як вибійний. При використанні глибинних манометрів у більшості випадків вибійний і пластовий тиски заміряються за один спуск приладу. Манометр спускається в працюючу свердловину до точки виміру, витримується 15-25 хв з метою реєстрації вибійного тиску, після чого закривається засувка на викидній лінії, і прилад фіксує криву відновлення вибійного тиску. Манометри спускають за допомогою лебідки.

 

 

2.2.5 Характерний вигляд діаграми, записаної

глибинним манометром при вимірюванні вибійного і пластового тисків. Розшифровка діаграми

 

Характерний вигляд запису показів на діаграмному бланку манометра при вимірюванні вибійного і пластового тисків показаний на рис. 2.5.

Виміряний тиск у масштабі бланка відраховується від нульової лінії 00'. Після того як прилад помістили у лубрикатор, у момент, що відповідає т.А, відкривається буферна за-сувка, і на бланку фіксується збільшення тиску (ділянка АВ) до величини Р_луб (тиску в лубрикаторі). Ділянка СD характеризує зростання тиску, що реєструється манометром по мірі його спуску в свердловину. На ділянці DЕ (після витримки на вибої 15-20 хв) фіксується вибійний тиск. Точка Е відповідає моменту закриття засувки на викидній лінії. З цього часу прилад реєструє криву відновлення тиску ЕF. На ділянці FG тиск знижується в зв’язку з підніманням приладу; на ділянці GН - тиск у лубрикаторі, на ділянці НJ реєструється зниження тиску до атмосферного при випуску (стравленні) газу з лубрикатора.

 

 

Розшифровка записів на діаграмних бланках глибинних манометрів проводиться за допомогою відлікових пристроїв різних типів: польових оптичних столиків, компараторів та інструментальних мікроскопів. Одним з найпростіших пристроїв для розшифровки записів тиску є столик конструкції ВНДІ і мікроскоп з палеткою. Він складається з основи, на якій за допомогою металевої рами і затискачів закріплюється діа-грамний бланк, візирного повзуна, лінійки і ноніуса. Лінійка закріплена на рамі столика. Повзун з’єднаний з ноніусом і може пересуватися по лінійці. Лінійка і ноніус – це деталі стандарт-ного штангенциркуля. Для розшифровки записів в польових умовах використовують портативні пристрої – польові компаратори (типу К-5, К-7 і К-8) з похибкою відліку ± 0,05-0,1 мм. В лабораторних умовах для розшифровки записів за-стосовують більш точні пристрої – лабораторні компаратори типу К-9 і КГМ-3, а також прецизійні та двокоординатні компаратори. Похибка цих засобів не перевищує 0,01-0,02 мм. Універсальні інструментальні мікроскопи застосовують, як правило, для розшифровки діаграмних бланків при градуюванні або повірці приладів після виготовлення і ремонту.

 

2.2.5.1 Послідовність вимірювання вибійного і

пластового тисків глибинним манометром

 

1. У свердловину опускають глибинний манометр, який реєструє на бланку зміну тиску на вибої у часі.

2. Після нетривалої витримки манометра на вибої (15 - 20 хв) свердловину закривають.

3. Через 2-3 год перебування манометра на вибої його піднімають на поверхню і вилучають бланк запису зміни тиску в часі.

4. Проводять розшифровку діаграми, записаної при вимірюванні тиску.

2.3 Обладнання і прилади

 

Глибинний манометр МГН-2, бланки з діаграмами, за-писаними при вимірюванні тиску у свердловинах, компаратор.

 

 

2.4 Самостійна робота студента

Необхідно вивчити відповідну технічну літературу, ознайомитися з призначенням, типами, будовою та принципом роботи приладів, призначених для вимірювання тиску. Навести типову діаграму, записану при вимірюванні вибійного і пластового тисків. Підготувати звіт зі схемами манометрів МГН-2, МГП-3М.

Порядок виконання роботи

 

2.5.1 Під керівництвом викладача студенти розкладають і складають манометри, вивчають їхню конструкцію, за-мальовують принципові схеми манометрів (див. рис. 2.1-2.4), записують їхні технічні характеристики.

2.5.2 Вивчають способи вимірювання тиску в свердловині.

2.5.3 Проводять розшифровку діаграм, записаних при вимірюванні вибійного і пластового тисків.

2.6 Оформлення звіту

У звіті вказати мету роботи, викласти основні теоретичні положення, навести схеми манометрів МГН-2, МГП-3М, діаграму, записану при вимірюванні вибійного і пластового тисків.

 

 

2.7 Контрольні запитання

2.7.1 Для чого призначені глибинні манометри?

2.7.2 Яквимірюються вибійні і пластові тиски?

2.7.3 В чому полягає принцип роботи манометрів: геліксного, поршневого, диференціального?

2.7.4 Способи вимірювання тиску в свердловині.

2.7.5 Як проводиться розшифровка записів на діаграмних бланках глибинних манометрів?

 

 

2.8 Список літератури

2.8.1 Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин.– М.: Недра, 1980. – 224 с.

2.8.2 Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. – М.: Недра, 1973. – 342 с.

2.8.3 Требин Ф.А. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

2.8.4 О.І.Акульшин, О.О.Акульшин, В.С.Бойко, В.М.Доро-шенко, Ю.О.Зарубін. Технологія видобування, зберігання і транспортування нафти і газу: Навч. посібн. Ів.-Франківськ: Факел, 2003. – 434 с.

2.8.5 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 3

ТЕХНОЛОГІЯ ВИМІРЮВАНЬ З ДОПОМОГОЮ

СВЕРДЛОВИННИХ ПРИЛАДІВ

3.1 Мета роботи:

 

Ознайомитись з обладнанням для глибинних вимірювань. Вивчити методику вимірювання тиску в свердловині.

Теоретична частина

Найбільш достовірну інформацію про значення пластових величин та властивостей флюїдів і характер їхньої зміни в часі або по стовбуру свердловин отримують за результатами глибинних вимірювань. Технологія і техніка проведення глибинних вимірювань визначаються видом свердловини (експлуатаційна, нагнітальна, п’єзометрична), способом експлуатації (фонтанний, компресорний, насосний) та іншими факторами.

Для дослідження свердловин, що експлуатуються фонтанним і компресорним способами, методом усталених відборів або відновлення тиску застосовують глибинні манометри, дифманометри, термометри, витратоміри, а також контрольно-вимірювальні прилади, що встановлюються на поверхні.

В залежності від типу і конструкції свердловини ви-користовують різне обладнання для спуску приладів.

 

 

3.2.1 Обладнання гирла фонтанних, газліфтних,

нагнітальних і спостережних свердловин при

глибинних вимірюваннях

Спуск глибинних приладів в експлуатаційні свердловини з надлишковим тиском на гирлі здійснюють за допомогою глибинних лебідок через спеціальні пристрої (лубрикатори), які встановлюють на фонтанній арматурі.

Схема обладнання гирла фонтанних, газліфтних, нагнітальних і спостережних свердловин для проведення глибинних вимірювань показана на рис. 3.1.

Якщо глибинний прилад 6 (пробовідбірник або глибинний манометр) опускають в працюючу фонтанну або компресор-ну свердловину, то її гирло обладнують лубрикатором 1, що являє собою трубу діаметром 2,5-4 дюйми (63-102 мм) і довжиною близько 3 м з фланцем внизу і сальником вгорі. Використання лубрикатора попереджує викиди нафти. Сальник лубрикатора призначений для герметичного виводу дротини або кабелю, на яких спускається прилад. В нижньому торці лубрикатора є також манометр 2 і кран 7 для з’єднання порожнини лубрикатора з атмосферою. До корпусу при-кріплюються напрямний і відтяжні ролики 3 для проходу через них дротини або кабелю 4.

1 – лубрикатор; 2 – манометр; 3 – напрямний і відтяжний ролики; 4 – дротина (кабель); 5 – лебідка; 6 – глибинний прилад; 7 – кран

Рисунок 3.1 – Обладнання гирла свердловини при

глибинних вимірюваннях

3.2.2 Методика вимірювань з допомогою

свердловинних приладів, що спускаються на дротині

У фонтанну або компресорну свердловину манометр спускають за допомогою апарата Яковлєва чи глибинної лебідки 5, змонтованої на автомашині ГАЗ чи тракторі ДТ-54 через лубрикатор 1 (рис. 3.1).

Вимірювання тиску глибинним манометром проводять в такій послідовності:

1. Для підготовки приладу 6 (див. рис. 3.1) до спуску кінець дротини 4 від лебідки 5 пропускають через сальник лубрикатора, попередньо вигвинтивши його з корпусу.

2. При високому газовому факторі, що зумовлює великі швидкості висхідного потоку у верхній частині колони, манометр необхідно спускати з обважнювачем.

3. Манометр спускають у свердловину після спуску в неї шаблону діаметром, трохи більшим, ніж діаметр манометра.

4. Перед спуском манометра вставити в каретку новий діаграмний бланк.

5. Провести нульову лінію.

6. Обережно зібрати прилад, установивши в нього годинниковий механізм. Звернути увагу на герметизацію приладу. Встановити максимальний термометр.

7. Безпосередньо у фонтанній арматурі встановлюються містки, призначені для опускання і піднімання приладів із свердловини.

8. Якщо на арматурі не встановлений лубрикатор, то необхідно закрити буферну засувку, відкрити вентиль, встановлений на буферній головці, і стравити тиск в ній до атмосферного. Після цього знімають буферну головку і встановлюють на фланці корпус (трубу) лубрикатора 1 без сальника (рис. 3.1).

9. Закріплюють кінець дротини в підвісній частині приладу, поміщають його в корпус лубрикатора і загвинчують сальник. Сальник затягують таким чином, щоб дротина надійно ущільнилась, але при цьому повинна забезпечуватись можливість її руху через сальник.

10. Відкривають буферну засувку і збільшують тиск в трубі лубрикатора до значення, рівного тиску на гирлі свердловини.

11. Покази лічильника лебідки встановлюють на нуль і плавно опускають манометр на задану глибину зі швидкістю не більше 0,7-0,8 м/с, при цьому необхідно стежити за показами лічильника глибини спуску приладу.

12. При підході приладу до заданої глибини швидкість спуску зменшують, плавно зупиняють гальмом барабан лебідки. На заданій глибині, яку визначають за лічильником вимірювального механізму лебідки, прилад витримують протягом 15-20 хв для термостатування (досягнення приладом температури, яка є на заданій глибині свердловини). Якщо вимірюється дебіт, тривалість витримки визначається часом, необхідним для того, щоб розкрився пакер. Після витримки певного часу прилад піднімають на поверхню.

13. Піднімання приладу здійснюють при працюючому двигуні автомашини плавним вмиканням фрикціону після вимикання гальма. Піднімання приладу здійснюють на другій передачі доти, поки до гирла свердловини не залишиться 30-50 м. Потім переходять на першу передачу і за 5-7 м від гирла прилад піднімають вручну, стежачи за показами лічильника.

14. Після закінчення підйому необхідно перевірити прохід манометра через засувку, після чого закрити її.

15. Манометр можна вийняти з лубрикатора тільки при встановленні атмосферного тиску в ньому за допомогою спускового краника 7.

16. Відгвинтити сальник і вийняти прилад.

17. Розібрати прилад, вийняти каретку з бланком діа-грами і максимальний термометр; записати температуру.

18. На бланку записати дату, номер свердловини, її техніко-експлуатаційну характеристику, номери глибинного манометра і манометричного блоку.

 

 

3.2.3 Обладнання для дослідження глибиннонасосних