Свердловин та свердловин, обладнаних занурними

Електронасосами

 

Для дослідження глибиннонасосних свердловин прилади спускають в затрубний простір (рис. 3.2). На гирлі свердло-вини встановлюють ексцентричну планшайбу 1, а на кінці експлуатаційної колони 2 – спеціальний відхилювач 5. Глибинний прилад 6 спускають на дротині 4 в простір між експлуатаційними трубами і обсадною колоною 3.

 

1 – ексцентрична планшайба; 2 – експлуатаційна колона; 3 – обсадна колона;

4 – дротина; 5 – спеціальний відхилювач; 6 – глибинний прилад

 

Рисунок 3.2 − Обладнання свердловини для спуску приладів в затрубний простір

Для дослідження свердловин, обладнаних за-нурними електронасосами, застосовують або ліфтові манометри, які встановлюють нижче входу (прийому) насоса, або спеціальні пристрої – “суфльори”, які встановлюють над виходом (викидом) насоса. В “суфльор” спускають глибинний манометр, з допомогою якого ви-мірюють вибійні тиски. цей спосіб можна використовувати при підвісці на-соса на невеликій відстані (20-30 м) від фільтра. Проте на практиці занурні електронасоси звичайно встановлюють значно вище від фільтра, що не дозволяє отримати достовірні дані про зміну тиску на вибої.

“Суфльор” конст-рукції ТатНДІ складається із спеціальної з’єднувальної муфти, призначеної для з’єднання ліфтових труб; корпуса з отворами, сполученими із затрубним простором з допомогою трубок; клапанного пристрою, що складається із трубки з отвором; повзуна; пружини і головки.

 

З’єднувальна муфта є основою всього пристрою. Верх-ня частина корпуса виконана у вигляді конуса і виконує роль посадочного гнізда для наконечника манометра.

 

3.2.4 Апарат Яковлєва та лебідки для спуску

глибинних приладів

 

Для спуску приладу на невеликі глибини (до 500-1500 м) в деяких випадках застосовують лебідки з ручним приводом (апарати Яковлєва легкого і важкого типів).

Схема апарата Яковлєва показана на рис. 3.3. Апарат Яковлєва являє собою портативну лебідку з пружинним індикатором ваги і пристроєм для визначення довжини дроту, спущеного в свердловину.

Рисунок 3.3 – Схема апарата Яковлєва

На барабан 2 великого діаметра навивається дротина, до якої підвішується прилад 4, що спускається у свердловину. В залежності від глибини спуску змінюється момент сили, що обертає барабан. Цей момент зрівноважується оператором, що діє на рукоятку 8, яка з’єднана з валом барабана за допомогою пружини 7 і важеля 6. Оскільки рукоятка сидить на валу вільно, а важіль зі шкалою 5 жорстко з’єднаний з валом, то розтягнення пружини, що залежить від моменту сили, буде відмічене зміщенням рукоятки відносно сектора. По мірі спуску приладу момент сили збільшується до тих пір, поки прилад не зануриться в рідину. При цьому по шкалі сектора відмічається зменшення натягу пружини, що свідчить про досягнення приладом рівня рідини у свердловині. За лічильником обертів 1, що з’єднаний зубчастою передачею з валом, можна визначити глибину, на якій перебуває прилад (відстань до рівня рідини).

Для контролю за зміною рівня рідини призначений контр- вантаж 3, підвішений до барабану меншого діаметра. Вага контрвантажу підбирається таким чином, щоб зрівноважити силу тяжіння поплавка і дротини, спущеної в свердловину. Тоді порівняно невеликі прирости рівня оператор може ви-значити за індикатором ваги.

Апарат Яковлєва важкого типу застосовують для спуску приладів на глибину 1000-1500 м, легкої конструкції – на глибину до 1000 м. такі апарати можна використовувати для разових досліджень неглибоких свердловин. Систематичні дослідження з допомогою свердловинних приладів проводяться механізованими лебідками з приводом від двигуна авто-машини або портативними лебідками з автономним двигуном внутрішнього згоряння. Для спуску приладів широко ви-користовують пересувні лабораторії з лебідками конструкції “Азинмаш”.

В лебідці “Азинмаш – 11” обертання барабану здійснюється від двигуна автомашини за допомогою транс-місійного вала, що з’єднаний ланцюговою передачею з коробкою відбору потужності.

Лебідки, які використовуються для опускання приладів у свердловину на дроті, мають дві швидкості, які забезпечують піднімання приладу зі швидкостями в діапазоні від 0,85 до 6,14 м/с.

лебідка “Азинмаш–11” має таку технічну характеристику: діаметр барабана – 145 мм, діаметр дроту 1,6-1,8 мм, довжина намотаного дроту – 3500 м, маса лебідки без дроту – 196 кг.

3.2.5 Техніка вимірювань з допомогою приладів,

що спускаються на кабелі

Для досліджень свердловин з допомогою приладів, що

спускаються на кабелі, використовують пересувні станції, що складаються з каротажного підйомника і лабораторії, яка містить вимірювальну і реєструючу апаратуру, а також джерела живлення. Розроблені такі пересувні станції, як АПЕЛ і АДСТ.

Автоматична промислова електронна лабораторія АПЕЛ-66 змонтована в закритому кузові на шассі автомобіля ЗИЛ-157Е, який розділений перегородкою на два відділення. В одному з них розміщений апаратурний стенд, органи керування каротажним підйомником і малогабаритна лебідка для спуску приладів на дроті. Тут також встановлені свердловинні прилади. У другому відділенні змонтовані каротажний підйомник з автоматичним укладчиком кабелю і колектором, а також бензоелектроагрегат. На апаратурному стенді змонтовані показуючі та реєструючі прилади, а також силовий блок і блок контролю живлення.

Апаратура АПЕЛ живиться від мережі змінного струму напругою 220 або 380 В, а також від бензоелектроагрегату. Перед підключенням лабораторії до мережі її необхідно за-землити. При цьому між лабораторією і гирлом свердловини необхідно забезпечити добру видимість. Перед вмиканням лебідки оператор повинен подати сигнал про початок спуску або підйому кабелю. Після появи попереджуючої мітки під час підйому приладу із свердловини (приблизно за 30-50 м від гирла) слід вимкнути привід лебідки і піднімати свердловинний прилад вручну.

На відміну від лабораторії АПЕЛ станція АДСТ складається з лебідки з двома барабанами: для кабелю і дроту. Привід лебідки здійснюється від двигуна через двошвидкісний редуктор. Укладка кабелю і дроту проводиться за допомогою автоматичних укладчиків. Лебідка має вісім передач і за-безпечує швидкості підйому кабеля від 242 до 9440 м/год, дроту – від 195 до 7560 м/год.

Пересувні станції АПЕЛ і АДСТ використовуються також для дослідження свердловин із застосуванням свердловинних приладів з дистанційним вимірюванням пластових величин.

 

3.3 Обладнання і прилади

Макети, моделі, навчальні плакати, бланки з діаграмами, компаратор.

 

 

3.4 Самостійна робота студента

 

3.4.1 Необхідно вивчити по даному методичному посібнику і списку літератури обладнання гирла фонтанних, газліфтних, свердловин, а також глибиннонасосних свердловин та свердловин, обладнаних занурними електронасосами при проведенні глибинних вимірювань.

3.4.2 Вивчити методику вимірювань з допомогою свердловинних приладів, що спускаються на дротині.

3.4.3 Вивчити техніку вимірювань з допомогою приладів, що спускаються на кабелі.

3.4.4 Підготувати звіт зі схемами лубрикатора, апарата Яковлєва та обладнання гирла свердловини при глибинних вимірюваннях.

Порядок виконання роботи

 

3.5.1 Студенти вивчають призначення і конструкцію лубрикатора, зарисовують принципові схеми обладнання гирла свердловини при глибинних вимірюваннях, вивчають конструкцію апарата Яковлєва, записують технічні характеристики механізованої лебідки.

3.5.2 Вивчають методику вимірювань з допомогою свердловин-них приладів, що спускаються на дротині (наприклад, для вимірювання тиску в свердловині).

3.5.3 Ознайомлюються з технікою вимірювань з допомогою приладів, що спускаються на кабелі (АПЕЛ, АДСТ).

 

3.6 Оформлення звіту

У звіті вказати мету роботи, викласти основні теоретичні положення, навести необхідні схеми.

3.7 Контрольні запитання

 

3.7.1 Методика вимірювання тиску в свердловині з ви-користанням апарата Яковлєва або глибинної лебідки.

3.7.2 За допомогою яких приладів манометр спускають у свердловину?

3.7.3 Призначення та конструкція лубрикатора.

3.7.4 Методика і техніка вимірювань з допомогою приладів, що спускаються на кабелі.

 

 

3.8 Список літератури

 

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

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

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

3.8.4 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.

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 4

ЛАБОРАТОРНА ПОВІРКА І РОЗШИФРОВКА

ПОКАЗІВ ГЛИБИННОГО МАНОМЕТРА МГН-2

4.1 Мета роботи:

 

Виконати лабораторну повірку глибинного манометра при кімнатній температурі. Розшифрувати діаграми запису глибинного манометра.

 

 

Теоретична частина

Повірка манометра проводиться з метою знаходження величин:

- переміщення пера в залежності від тиску і масштабу запису;

- похибки показів приладу;

- порогу чутливості;

- температурних поправок.

Повірки проводяться в наступних випадках:

1) після випуску приладу з заводу; 2) після кожного ремонту; 3) періодично в процесі експлуатації приладу, після виконання 15-20-х вимірювань тиску.

Рекомендується проводити повірку безпосередньо перед заміром після тривалого зберігання, транспортування або після роботи його при тиску в свердловині, близькому до номінальної межі вимірювання манометра. При особливо відповідальних вимірюваннях манометр тарується (повіряється) до спуску в свердловину і після підйому. При цьому графік повірки (діаграма повірки) будується за середніми значеннями ординат.

Манометр МГН-2 чутливий до зміни температури, тому повірочний графік (чи таблиця) знімається при кімнатній (20±5 ^оС) і підвищеній (80-90 °С) температурах у термостаті. При періодичному тривалому дослідженні одного й того ж об’єкта, коли температура в точці заміру досить добре відома, манометр повіряється безпосередньо при даній температурі.

Схема установки для повірки глибинних манометрів при кімнатній температурі зображена на рис. 4.1. Повірку глибинних манометрів потрібно проводити вантажними мано-метрами другого розряду з границями вимірів 5, 25, 50 і 100 МПа.

 

4.3 Обладнання і прилади

 

Манометр МГН-2. Вантажний манометр. Компаратор. Бланки діаграм.

4.4 Самостійна ро6ота студента

 

Вивчити порядок проведення повірки манометрів по даному методичному посібнику і рекомендованій літературі. Підготувати звіт зі схемами і таблицями повірки і розшифровки діаграм запису тиску.

 

 

4.5 Порядок виконання роботи та обробка діаграми запису тиску

Лабораторна робота виконується в наступному порядку:

4.5.1 У каретку приладу вставляють чистий бланк діаграми.

4.5.2 Годинниковий механізм виймають із приладу, а замість нього вставляють спеціальний ключ. Прилад встановлюють вертикально і у вхідний отвір вгвинчують штуцер, з’єднаний трубкою з вантажним манометром.

4.5.3 на бланку діаграми проводять нульову лінію, обертаючи ходовий гвинт за годинниковою стрілкою до упору. При цьому каретка опускається в крайнє нижнє положення. Потім, обертаючи ходовий гвинт проти годинної стрілки до упору, каретку знову піднімають у верхнє положення.

4.5.4 Заповнивши трубопровід 2і приймальну камеру глибинного манометра 1 (див. рис. 4.1) оливою, закривають вентиль 3вантажного манометра 4 і створюють навантаження інтер-валами по 10 %від межі вимірювання. після кожного етапу навантажування приладу каретку з бланком діаграми пере-міщують на 3 мм, повертаючи гвинт каретки за допомогою спеціального ключа то в один, то в другий бік на половину оберту. Тобто тиск збільшується східчасто (прямий хід) з розрахунку не менше 10 східців на весь діапазон вимірювання для даного манометра.

4.5.5 Після досягнення максимального навантаження тими ж східцями створюють розвантажування приладу до нуля (зворот-ний хід).

4.5.6 Аналогічну операцію проводять 3 рази (типовий вигляд діаграми повірки наведений на рис. 4.2).

 

 

1 – глибинний манометр; 2 – трубопровід; 3 – вентиль;

4– вантажний манометр; 5 – тарілка;

6 – зразковий манометр;

7 – маховик

Рисунок 4.1 – Схема установки для повірки глибинного манометра

 

Після кожної операції прямого і зворотного ходів (на-вантажування і розвантажування) бланк діаграми замінюють, в результаті одержують три діаграми повірки (див. рис. 4.2).

4.5.7 Обробка результатів повірки глибинних манометрів полягає у вимірюванні ординат, записаних пером на повірочній діаграмі.

Вимірювання ординат проводять за допомогою лаборатор-них компараторів та інструментальних мікроскопів з точністю до 0,01-0,03 мм.

Кожну ординату вимірюють 2-3 рази і дані записують у таблицю для всіх трьох циклів окремо.

 

 

Рисунок 4.2 – Діаграма повірки глибинного манометра

 

4.5.8 Визначають середнє значення ординат для трьох циклів при прямому і зворотному ходах. Його визначають як середнє арифметичне значення із шести значень.

4.5.9 Визначають максимальне відхилення величини ординат відносно середніх значень, окремо для прямого і зворотного ходу в мм (в %) від максимальної ординати (, %).

4.5.10 Визначають значення гістерезиса − різниці ординат при прямому і зворотному ходах у мм і в % від максималь-ного значення для кожного тиску.

4.5.11 Обчислені величини і значення температурних по-правок, узяті з паспорта приладу, заносять в таблицю повірки (табл. 4.1).

 

Таблиця 4.1- Результати повірки манометра

№№ східців	Тиск, Р, МПа	Ордината, L, мм	*	Коефіцієнт температурної поправки, m @103	@103 **
. . n

 

4.5.12 Для зручності визначення значень тиску складають робочу таблицю на основі таблиці повірки приладу (табл. 4.2).

У таблицю потрібно занести такі дані:

1) значення тиску; 2) значення відліків ординат при прямому ході навантажування; 3) значення температурних поправок.

^* Значення − частка від ділення поінтервального приросту тиску на відповідний приріст ординат.

^** Значення −частка від ділення поінтервального приросту коефіцієнта температурної поправки на відповідний приріст ординати.

4.5.1 Обробка діаграми запису тиску

 

Обробка діаграми полягає у вимірюванні ординат і перерахунку їх на тиск. Вимірювання ординат проводиться так само, як і при лабораторній повірці. При розрахунку значень тиску необхідно використовувати дані з робочої таблиці лабораторної повірки приладів.

Розрахунок значень тиску необхідно провести в такому порядку:

1. Отримують діаграму запису тиску. Вона має вигляд, показаний на рис. 4.3:

0-1 – час від моменту заведення годинникового механізму до моменту початкового пуску манометра;

1-2 – спуск манометра на задану глибину;

2-3 – час перебування манометра на вибої;

3-4 – піднімання манометра на поверхню.

2. Тиск без температурної поправки визначається за формулою:

(4.1)

Рисунок 4.3 – Діаграма запису тиску в свердловині

 

де Р _таб - табличне значення тиску, що відповідає най-ближчому найменшому значенню ординати, Мпа; L - ви-міряне значення ординати, мм.

3. Температурна поправка на тиск визначається за формулою:

, ^(4.2)

де - температурна поправка на тиск; - величина коефіцієнта температурної поправки, що відповідає най-ближчому значенню ординати; - температура в свердловині; - температура, при якій проводилася повірка при-ладу, °С,

^> .

4. Фактичне значення тиску (Р, Мпа) визначають за формулою:

(4.3)

 

Фактична зведена похибка визначається з виразу:

α = ^. 100 %, (4.4)

де – максимальна похибка приладу для всіх східців тиску, мм; – середнє значення ординати для верхньої межі вимірювання, мм.

Чутливість манометра визначається на трьох східцях тиску, що складають відповідно 10, 50 і 90 % від максимального тиску. На кожному наступному східці додається тиск, рівний 0,2 % від верхньої межі вимірювання.

Зміщення лінії на бланку не повинно бути меншим від 0,1 мм при прямому і зворотному ходах. Чутливість мано-метра обчислюють за формулою:

S = Δ l/ Δ p, (4.5)

де Δ l – зміна сигналу на виході; Δ p – зміна тиску, МПа.

Детальні відомості про проведення тарування приладів наведені в заводських інструкціях, що постачаються у комплекті до кожного приладу заводом-виробником.

 

 

4.6 Оформлення звіту

У звіті вказати мету роботи, навести опис порядку по-вірки манометра з таблицями і графіками, порядку обробки діаграми запису.

 

 

4.7 Контрольні запитання

 

4.7.1 У чому полягає повірка манометра?

4.7.2 Коли проводиться повірка манометра?

4.7.3 Схема обв’язки при повірці манометра.

4.7.4 Порядок повірки глибинного манометра.

4.7.5 Розшифровка робочого бланка запису тиску.

4.7.6 Визначити поріг чутливості манометра.

4.7.7 Визначити масштаб запису манометра.

 

4.8 Список літератури

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

4.8.2 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/ Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. – М.: Недра, 1980. – 301 с.

4.8.3 Исакович Р.Я. Контрольно-измерительные приборы в добыче нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1954. – 357 с.

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 5

 

ВИВЧЕННЯ ГЛИБИННИХ ТЕРМОМЕТРІВ

5.1 Мета роботи:

Вивчити конструкції існуючих глибинних термометрів.

Теоретична частина

В процесі проведення досліджень свердловин ви-мірювання температури проводиться на гирлі (на працюючій струні і в затрубному просторі) і по стовбуру свердловини.

Для вимірювання температури на гирлі свердловини використовуються термометри розширення рідинні (ртутні або спиртові). Їх встановлюють в спеціальні кишені, передбачені у фонтанній арматурі. Ціна поділки застосовуваного термо-метра не повинна перевищувати 0,5 ^оС.

Температуру в стовбурі свердловини вимірюють глибин-ними термометрами з місцевою або дистанційною реєстрацією показів. Ці термічні дослідження передбачають: визначення величини геотермічного градієнта, встановлення розподілу температурного поля в стовбурі свердловини під час її роботи і зупинки, виділення продуктивних нафтогазовіддаючих інтервалів і оцінку дебітів окремих пропластків.

З великого розмаїття приладів для вимірювання і реєстрації температури по стовбуру свердловин за принципом дії можна виділити три основні категорії глибинних термо-метрів: манометричні, термометри розширення (дилато-метричні) і електричні термометри опору.

 

 

5.2.1 Манометричні термометри

 

В манометричних термометрах використовується залежність зміни тиску від температури речовини, що зна-ходиться в посудині зі сталим об’ємом. Манометричні термометри проектують на базі манометрів геліксного типу, вони представлені, в основному, приладами з місцевою реєстрацією. В колишньому СРСР перші манометричні термометри були спроектовані в 1958 р. на базі геліксних манометрів типу МГГ-2У. Дещо пізніше були створені термометри ТГГ, в яких замість розділювального сильфона використовувався термобалон, наповнений рідиною з високим коефіцієнтом терміч-ного розширення (толуолом), а геліксна пружина за-повнювалась водою, коефіцієнт об’ємного розширення якої приблизно в шість разів є меншим, ніж толуола. Заповнення геліксної пружини і термобалона рідинами з різними коефіцієнтами об’ємного розширення дозволяє суттєво зменшити теплову інерцію термометра.

Для вимірювання температур в стовбурі свердловини найбільш широко використовують глибинні термометри “Сиріус” (рис. 5.1), створені на базі геліксних манометрів МГН–2.

Чутливим елементом в ньому є змійовик 1, що з’єднаний з геліксом 2. На вільному кінці гелікса прикріплене перо 5 за допомогою проміжного валика 3 і втулки 4. Покази температури записують на діаграмному бланку, що знаходиться в барабані 6. Барабан обертається за допомогою годинникового механізма 9 через редуктор 8 і ходовий гвинт 7.

Перевагою термометрів типу “Сиріус” є те, що в них межі вимірювання змінюють підбором заповнювачів без зміни параметрів самого гелікса і змійовика. В інституті ВНДІКАнафтогаз розроблені конструкції глибинних термометрів типу “Сиріус” з межами вимірювання температур до 400 ^оС. Ви-користовують такі заповнювачі: фреон-12 з границями ви-мірювання від 0 до 100 ^оС, хлористий етил (80 – 180 ^оС), воду (150-250 ^оС), толуол (200-300 ^оС) і анілін (250-400 ^оС). Максимальний робочий тиск – 100 МПа, довжина – 2000 мм, діаметр – 32 мм, маса – 10 кг.

Недоліками глибинних термометрів типу “Сиріус” є нерівномірність шкали, велика теплова інерція і різна чутливість в діапазоні вимірюваних температур.

Рисунок 5.1 – Принципова схема глибинного термометра типу “Сиріус”

 

 

5.2.2 термометри розширення (дилатометричні термометри)

 

В термометрах роз-ширення для вимірювання температури використовується теплове розширення тіл. До них відносяться глибинні термометри пружинно- поршневого типу (поршневі термометри) і біметалічні термометри. Пружинно-поршневі термометри з ущільненим поршнем вперше були розроблені в 1930 р. Зараз відомо декілька конструкцій глибинних термо-метрів цього типу.

був також розроблений глибинний пружинно- поршневий термометр ГРТ-1 з межею вимірювання темпе-ратури 180 ^оС. В ньому термобалон розміщений всередині захисного корпусу, що частково заповнений ртуттю. Реєстрація зміни температури у свердловині здійснюється пишучим пером на діаграмному бланку, вкладеному в барабан годинникового приводу.

 

Основним недоліком поршневих термометрів є необхідність заповнення їх ртуттю, яка є токсичною речовиною. Крім того, в міру збільшення верхньої межі вимірювання температури надійність герметизації поршня зменшується (є можливість витікань рідини з термобалона), а виникаючі при цьому значні деформації ущільнювального кільця знижують поріг чутливості приладу і точність його показів. Витікання рідини з термобалона можна виключити за рахунок використання в якості розділювача сильфонів.

Біметалічні термометри були розроблені ВНДІКАнафтогазом для дослідження свердловин з температурою до 150 ^оС. Чутливий елемент термометра ТГБ-1М – багатовиткова циліндрична пружина – виготовлена із смуги термобіметалу. Конструктивно біметалічні термометри побудовані на базі геліксних манометрів. Біметалічна пружина знаходиться безпосередньо в середовищі, температура якого вимірюється. Вільний кінець пружини повертає вісь, що несе на собі пишуче перо, внаслідок чого на бланку реєструється зміна температури. В зв’язку з тим, що каретка також знаходиться в свердловинному середовищі, вал годинникового приводу ущільнюється. Теплова інерція біметалічних термометрів порівняно невелика, оскільки чутливий елемент повністю зна-ходиться в свердловинній рідині. Проте, як показали до-слідження, зміна зовнішнього тиску суттєво впливає на покази такого термометра.

 

 

5.2.3 Дистанційні термометри

 

Термометри з дистанційною передачею показів на поверхню широко використовують при геофізичних до-слідженнях свердловин.

Основним приладом служить термометр опору, який спускають у свердловину на три- або одножильному кабелі. Вимірювальна схема термометра для роботи з трижильним кабелем являє собою міст опорів, всі плечі якого змонтовані в приладі. Для роботи з одножильним кабелем в приладі встановлюють одне з плечей моста, а інші елементи схеми монтуються на поверхні.

Найбільш розповсюдженими є дистанційні глибинні термометри ТЕГ. Принцип їхньої дії полягає в тому, що зі зміною температури змінюється опір (а також і частота коливань) чутливого елемента. Чутливим елементом є генератор, що керується двома термочутливими резисторами і двома термостатичними ємностями. Зміна опору резисторів, зумовлена зміною температури навколишнього середовища, призводить до зміни періоду коливань генератора. Межі ви-мірювання температури встановлюються з допомогою потенціометра, який знаходиться на поверхні. Живлення свердловинного приладу здійснюється від стабілізованого джерела із напругою 250 В.

Глибинні термометри зарубіжних фірм за принципом дії і технічними характеристиками є аналогічними до приладів виробництва СРСР. Прилади з місцевою реєстрацією ви-пускають фірми: “Лойтерт” (Німеччина), “Амерада”, “Хамбл” і “Кастер” (США), з дистанційною – фірма “Шлюмберже” (Франція).

 

 

5.2.4 Підготовка термометра до роботи. методика вимірювання температури. повірка і тарування

Термометра

 

Підготовка термометра манометричного типу та його спуск у свердловину (зокрема, термометра типу “Сиріус”) проводиться так само, як і глибинного манометра МГН-2 внаслідок однотипності їхніх кінематичних схем. методика вимірювання температури манометричним глибинним термометром є аналогічною методиці вимірювання тиску мано-метром МГН-2.

Повірка і тарування термометрів усіх типів проводиться на тих же установках, що і тарування глибинних манометрів, з тією різницею, що при таруванні глибинних термометрів вимірюється і фіксується температура рідини в бані за допомогою термостата.

 

 

5.3 Обладнання і прилади

Наочні моделі, макети глибинних приладів, навчальні плакати.

 

 

5.4 Самостійна робота студента

 

Необхідно вивчити теоретичні положення до роботи, вивчити типи і конструкції існуючих глибинних термометрів, підготувати звіт з лабораторної роботи (з обов’язковим рисунком схеми глибинного термометра типу “Сиріус”), а також підготувати відповіді на контрольні запитання.

 

Порядок проведення роботи

 

5.5.1 Ознайомитись з типами існуючих глибинних термо-метрів.

5.5.2 Вивчити конструкцію глибинного термометра типу “Сиріус”.

5.5.3 Ознайомитись з підготовкою термометра до роботи, методикою вимірювання температури та особливостями по-вірки і тарування глибинного термометра.

 

5.6 Оформлення звіту

 

У звіті вказати мету роботи, викласти теоретичні положення, описати будову глибинного термометра типу “Сиріус” та порядок проведення роботи. Навести схему глибинного термометра, зробити висновки.

5.7 Контрольні запитання

5.7.1 Що передбачають термічні дослідження в стовбурі свердловини?

5.7.2 За якими двома ознаками класифікують глибинні термометри? На які типи поділяють глибинні термометри за принципом дії?

5.7.3 Конструкція глибинного термометра типу “Сиріус”.

5.7.4 Як проводиться підготовка глибинного термометра до роботи і вимірювання температури?

5.7.5 Як проводиться повірка і тарування глибинного термо-метра?

 

 

5.8 Список літератури

 

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

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

5.8.3 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин./ Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М: Недра, 1980. – 301 с.

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 6

 

ВИВЧЕННЯ УСТАНОВок та приладів

ДЛЯ ДОСЛІДЖЕННЯ ВЛАСТИВОСТЕЙ

ПЛАСТОВИХ НАФТ

6.1 Мета роботи:

 

вивчити установку АСМ-300М для дослідження нафт в пластових умовах, ознайомитись з установкою УДПН-2 для дослідження пластових нафт, а також з глибинними авто-номними приладами для оперативного вимірювання окремих параметрів пластової нафти (експансиметром, сатуриметром, пікнометром, тріометром).

 

Теоретична частина

6.2.1 Установки для дослідження проб пластових

Нафт

Для визначення параметрів пластових нафт розроблено і створено багато лабораторних установок і комплексів при-ладів. Однією з таких установок є установка АСМ-300М.

Установка АСМ-300М призначена для проведення досліджень з визначення в’язкості пластової нафти, залежності “тиск-об’єм” газонафтових сумішей при різних температурах (Р, V, T - відношення) і дослідження процесів розгазування проб нафт при різних температурах. За даними цих дослідів можна визначити тиск насичення нафти газом, коефіцієнт стисливості, об’ємний коефіцієнт і усадку нафти, коефіцієнт розчинності газу в нафті при пластовому тиску і температурі. Схема установки АСМ-300М показана на рис. 6.1.

Установка складається з: вимірювального преса 1, віскозиметра високого тиску 3, підсилювача 2, вакуум-пастки 5, вакуумного насоса 6, пробовідбірника 7, термостата 10, напір-ного бачка 11, рідинного насоса 13, проміжної ємності 14. Для вимірювання тиску і вакууму установка обладнана мано-метрами 9 і 12 та вакуумметром 4.

1 – вимірювальний прес; 2 – підсилювач (до віскозиметра ВВТУ); 3 – віскозиметр ВВТУ; 4 – вакуумметр; 5 – вакуум-пастка; 6 – вакуум-насос; 7 – пробовідбірник; 8 – качалка для розгойдування пробо-відбірника; 9 – манометр; 10 – термостат; 11 – напір-ний бачок; 12 – манометр; 13 – насос рідинний;

14 – проміжна ємність

Рисунок 6.1 – Схема установки АСМ - 300М для дослідження

глибинних проб нафти

 

Для керування та автоматичного регулювання до-сліджуваних процесів апаратура облаштована блоком авто-матики та регулювання, тобто комплексом пускорегулювальної апаратури, до складу якої входять реле, магнітні пускачі, варіатор, запобіжники. Блок керування розташований на спеціальному щиті та являє собою панель, на якій змонтовані пристрої (кнопки керування, вимикачі та ін.) і сигнальна апаратура. проба в пресі перемішується мішалкою з електромагнітним приводом. Напруга подається на статор приводу мішалки через варіатор (автотрансформатор ЛАТР).

Основним елементом установки є вимірювальний прес 1 (див. рис. 6.1), що являє собою товстостінний циліндр, в якому рухається плунжер. З його допомогою змінюють об’єм до-сліджуваної проби нафти або нафтогазової суміші. Проба нафти переводиться в прес із пробовідбірника 7 або спеціаль-ного контейнера за допомогою приладів блока переведення проби, що складається з рідинного насоса 13, проміжної ємності 14 та напірного бачка 11. До заповнення пластовою нафтою прес ставиться в крайнє верхнє положення і циркуляційна система (прес, мішалка і маніфольди) тривалий час вакуумується через відповідні вентилі за допомогою вакуумного блока. Він складається з вакуум-насоса 6, вакуум-пастки 5 і вакуумметра 4. Одночасно циркуляційна система термостатується при пластовій температурі. Рідинний насос 13 нагнітає трансформаторне мастило із бачка 11 у верхню частину проміжної ємності, заповненої соленою водою, яка через вентиль нижньої перевідної головки потрапляє у пробовідбірник. Солена вода витісняє пробу нафти через вентиль верхньої перевідної головки в трубопровід та через маніфольд у прес. При цьому верхній клапан пробовідбірника відкривають за допомогою спеціального штока і утримують у відкритому положенні. Пробовідбірник розміщують в термостатичному кожусі (бані), що дозволяє термостатувати його при пластовій температурі. При переведенні проби нафти плунжер преса висувають електро-двигуном через черв’ячний редуктор або ручним приводом з такою самою швидкістю, з якою насос виштовхує нафту із пробовідбірника.. При цьому тиск в системі не повинен по-нижуватись нижче значення пластового тиску. Переведення проби нафти проводиться при неперервно працюючій мішалці. Аналогічним способом пробу нафти можна витіснити у віскозиметр високого тиску 3.

Якщо проба нафти доставлена в контейнері, то його по-міщають у блок для переведення проби замість пробовідбірника.

Після закінчення переведення проби нафти із пробо-відбірника в прес вентилі закривають та протягом деякого часу за допомогою мішалки здійснюють циркуляцію нафти з одночасним термостатуванням системи при пластовій температурі до встановлення термічної рівноваги, наявність якої визначають по стабілізації стрілки манометра. При цьому тиск в системі встановлюється рівним пластовому тиску.

Об’єм газу, що виділився з нафти при різних тисках, ви-мірюється спеціальною бюреткою, куди газ видавлюється з преса через маніфольд при ході плунжера вверх.. Всі трубопроводи і при-лади перед проведенням дослідів звільняються від повітря з до-помогою вакуум-насоса 6.

Технічна характеристика установки АСМ-300М:

- корисний об’єм вимірювального преса 200 см³;

- максимальний тиск 30 МПа;

- максимальна робоча температура 100 °С.

Об’єм газонафтової суміші, що знаходиться всередині преса, вимірюють по лінійній нерухомій шкалі з точністю до 1 см³ та по обертальному лімбу з точністю до 0,02 см³_.

Для дослідження властивостей нафт використовується також установка УДПН-2, що за будовою і принципом дії є аналогічною апаратурі АСМ-300М. Від розглянутої вище АСМ-300М установка УДПН-2 відрізняється наявністю мікроскопа і камери для вивчення умов кристалізації парафіну. З допомогою установки УДПН-2 можна визначати ті ж самі пара-метри пластової нафти, що й апаратурою АСМ-300М, а також температуру початку кристалізації парафіну.

Принципова робоча схема установки УДПН-2 наведена на рис. 6.2.

Крім установок АСМ-300М і УДПН-2, створена удосконалена апаратура для дослідження властивостей нафт в пластових умовах при тисках до 60 МПа і температурі 130-150 °С.

 

 

6.2.2 Глибинні прилади для дослідження пластових нафт

 

Крім розглянутих вище установок, створено комплекс глибинних автономних приладів для оперативного вимірювання окремих параметрів пластової нафти. Ці прилади дозволяють із задовільною для практичних цілей точністю в промислових умовах вимірювати основні параметри пластової нафти: густину, об’ємний коефіцієнт, тиск насичення, коефіцієнт об’ємної пружності. До комплексу глибинних приладів входять такі прилади: експансиметр, сатуриметр, пікнометр, тріометр Дані прилади використовують для оперативного отримання інформації про властивості пластової нафти.

I– пробовідбірник; II– напірний промивний бачок; III– верхній циркуляційний маніфольд; IV – сепаратор; V – газова бюретка; VI – камера; VII – мікроскоп; VIII – вакуум-пастка; IX– вакуум-насос; X– шафа керування; XI – прес; XII – нижній циркуляційний маніфольд; XIII – циркуляційний електро-магнітний насос; XIV– віскозиметр високого тиску; XV – масляний бачок; XVI– рідинний регулювальний насос; XVII– проміжна ємність; 1-18 – вентилі

Рисунок 6.2 – Принципова робоча схема установки УДПН-2

 

 

Глибинний експансиметр

Прилад призначений для оперативного вимірювання коефіцієнта стисливості (об’ємної пружності) пластової нафти або води в умовах промислу. Принцип його дії базується на принципі сполучених посудин, згідно з яким зміна тиску в одній посудині спричинює відповідну зміну тиску в суміжній посудині. Прилад являє собою трубу відносно невеликого діаметра, в якій розміщені основні блоки приладу: 1) п’єзопривід, що керує роботою приладу; 2) приймач проби; 3) вимірювальний блок, що являє собою пристрій, який змінює тиск відібраної проби і реєструє зміну об’єму проби. Експансиметр обладнаний годинниковим механізмом. На бланку приладу записується діаграма. По довжині сліду запису розраховують коефіцієнт об’ємної пружності.

Технічна характеристика глибинного експансиметра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100;

об’єм камери, см³ ~ 50;

довжина, мм 1700;

діаметр, мм 38;

маса, кг 10.

 

 

Глибинний сатуриметр

Прилад призначений для оперативного вимірювання величини тиску насичення пластової нафти в промислових умовах. Він виконаний у вигляді труби, що об’єднує в один блок пробовідбірну камеру і реєструючий манометр. На заданій глибині в пробовідбірну камеру поступає проба нафти і герметично відсікається в ній. Спеціальний пристрій здійснює розширення нафти в пробовідбірній камері. При цьому фіксується відповідний тиск.

Прилад складається з трьох блоків: блока керування приладом (п’єзопривід); блока відбору проби і вимірювального блока (вимірювальний манометричний пристрій з безперервним записом показів).

Технічна характеристика глибинного сатуриметра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100;

об’єм камери, см³ ~ 50;

довжина, мм 1900;

діаметр, мм 40;

маса, кг 12.

 

 

6.2.2.3 Глибинний пікнометр

 

Прилад призначений для оперативного вимірювання прямим методом густини пластової нафти і води. Корпус пікнометра виконаний із сталевої труби відносно невеликого діаметра, що дозволяє спускати його в 63-мм насосно-компресорні труби. Всередині корпусу розміщені всі робочі вузли приладу.

Прилад дозволяє отримувати дані про густину пластової нафти в польових умовах безпосередньо біля свердловини без транспортування проб у лабораторію і не вимагає додаткової апаратури високого тиску. Принцип його дії полягає в тому, що пробу пластової рідини забирають на заданій глибині свердловини в спеціальну пікнометричну капсулу відомого об’єму, яку після вилучення приладу із свердловини зважують на важільних вагах. При цьому немає необхідності в лабораторній імітації пластових умов: свердловина сама забезпечує заповнення камери пробою нафти при пластових тиску і температурі.

Глибинний пікнометр складається із капсули, двох поршнів, штока п’єзоприводу, тяги, гідравлічного опору, поршня п’єзо-приводу і спеціальної розрядної камери.

Основним вузлом глибинного пікнометра є пікнометрична капсула, що обладнана системою поршнів, які забезпечують доступ відібраної проби пластової нафти в порожнину капсули і її герметизацію. Взаємодія системи поршнів регулюється п’єзо-приводом – гідравлічним силовим реле часу.

Характерною особливістю пікнометричної капсули є відсутність в ній постійно фіксованого об’єму. Перед заповненням капсули пробою об’єм її дорівнює нулю (в цей час обидва поршні щільно притиснуті торцями один до одного). Під дією п’єзо-приводу поршні починають повільно розходитися, об’єм капсули зростає, і капсула заповнюється пробою. Коли поршні будуть в крайніх положеннях, весь об’єм капсули буде заповнений пробою. Таке заповнення виключає небезпеку розгазовування проби і забезпечує її достовірність.

Після витримки певного часу прилад піднімають на поверхню, капсулу з поршнем і пробою нафти вилучають із приладу, ретельно обмивають, витирають і зважують.

Після вилучення першої капсули прилад заряджають другою капсулою (в комплекті приладу є три змінні капсули) і знову опускають у свердловину. Під час другого спуско-підйому зважують другу капсулу і визначають густину нафти. Співпадання результатів при двох визначеннях вказує на достовірність проведених вимірювань.

Довжина пікнометра дозволяє спуск в свердловину двох, а в ряді випадків і трьох приладів, що дає можливість за один спуско-підйом отримати паралельні значення густини.

Технічна характеристика глибинного пікнометра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100;

об’єм капсули, см³ ~ 50;

число капсул 3;

довжина, мм 945;

діаметр, мм 38;

маса, кг 8.

 

 

6.2.2.4 Глибинний тріометр

 

Прилад призначений для одночасного (за один спуско-підйом) вимірювання трьох параметрів пластової нафти: густини, газовмісту і об’ємного коефіцієнта.

Конструкція тріометра є подібною до конструкції глибинного пікнометра. Основна відмінність полягає у конструкції капсули, яка обладнана спеціальним голчастим штуцером для вилучення пластової нафти. Схема капсули тріометра показана на рис. 6.3.

Принцип дії тріометра є аналогічним принципу дії пікнометра. На заданій глибині п’єзопривід приводить в дію систему поршнів капсули таким чином, що герметично ізольований і чітко визначений об’єм пластової нафти при пластовому тиску і температурі відсікається в капсулі тріометра. Після підйому тріометра із свердловини капсулу виймають, зважують, а нафту, що знаходиться в ній, розгазовують. При цьому вимірюють об’єм виділеного газу і нафти. На основі цих даних визначають густину, газовміст і об’ємний коефіцієнт пластової нафти. Випускання і розгазовування нафти, що міститься в капсулі тріометра, проводять з допомогою газового балона, спеціального ручного преса або ручного масляного насоса. При цьому необхідне допоміжне обладнання: сепаратор, газова бюретка і напірний стакан.

Рис. 6.3 – Капсула тріометра

Технічна характеристика глибинного тріометра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100;

об’єм капсули, см³ ~ 50;

число капсул 3;

довжина, мм 950;

діаметр, мм 38;

маса, кг 8.

 

6.3 Обладнання і прилади

 

Установка АСМ-300М, контейнери, пробовідбірник, навчальні плакати.

 

 

6.4 Самостійна робота

Необхідно вивчити теоретичні положення до роботи, підготувати звіт зі схемою установки АСМ-300М, а також підготувати відповіді на контрольні запитання.

Порядок проведення роботи

6.5.1 Ознайомитись із призначенням установки АСМ-300М.

6.5.2 Вивчити будову установки АСМ-300М по плакату (аудиторне заняття) і по приладах (екскурсійне заняття).

6.5.3 Ознайомитись з будовою установки УДПН-2.

6.5.4 Вивчити послідовність підготовки установки АСМ-300М до проведення дослідів.

6.5.5 Ознайомитись з будовою і принципом дії глибинних приладів для дослідження пластових нафт.

 

6.6 Оформлення звіту

У звіті розкрити мету роботи, викласти теоретичні положення по роботі, навести опис і схеми установок. Зробити висновки.

6.7 Контрольні запитання

6.7.1 Призначення установки АСМ-300М.

6.7.2 Які характеристики нафти можна визначити на установці АСМ-300М?

6.7.3 Навести означення і визначення тиску насичення, об’ємного коефіцієнта нафти, коефіцієнта стисливості, в’язкості, густини, газовмісту.

6.7.4 Описати послідовність операцій з переведення проби нафти з пробовідбірника у вимірювальний прес.

6.7.5 Послідовність підготовки установки АСМ-300М до проведення дослідів.

6.8 Список літератури

 

6.8.1 Гиматудинов Ш.K. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1971. – 309 с.

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

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

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

6.8.5 Физика нефтяного пласта. Под ред. И.М.Муравьёва. - М.: Гостоптехиздат, 1963. – 274 с.

6.8.6 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 № 7

 

ВИЗНАЧЕННЯ ТИСКУ НАСИЧЕННЯ НАФТИ ГАЗОМ І КОЕФІЦІЄНТА СТИСЛИВОСТІ НАФТИ НА УСТАНОВЦІ АСМ-3ОО М

7.1 Мета роботи:

 

На установці АСМ-300М зняти залежність “тиск-об’єм” нафти, за якою визначають тиск насичення і коефіцієнт стисливості нафти.

 

 

Теоретична частина