19. Приборы и оборудование, применяемые при исследовании скважин.

В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения дебита, а также давления и температуры на различных глубинах.

Для точного определения абсолютных значений давлений и температур в простаивающей и работающей скважине применяют глубинные приборы, которые могут устанавливаться в любой точке скважины. Глубинные приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке, кабеле или же с колонной труб, специальным инструментом.

В зависимости от способа регистрации показаний эти приборы подразделяются на автономные – показания регистрируются в самом глубинном приборе; дистанционные – показания передаются на дневную поверхность и регистрируются вторичными приборами.

Давление на устье скважины и в узле измерения дебита (ДИКТе) измеряют пружинными показывающими манометрами типа МО и НТИ.

Пластовые и забойные давления, а также давления на любых глубинах в стволе скважины между устьем и забоем измеряются и регистрируются глубинными манометрами.

В процессе проведения газогидродинамических исследований измерение температуры проводится на устье и по стволу скважины.

На устье скважины используются термометры расширения жидкостные (ртутные и спиртовые), устанавливаемые в специальные карманы, предусмотренные в фонтанной арматуре и в обвязке узла измерения дебита. Цена деления применяемого термометра не должна превышать 0,5 ⁰С.

Температура газа в стволе скважины измеряется глубинными термометрами с местной или дистанционной регистрацией показаний. По принципу действия их можно разделить на следующие группы:

- динамометрические термометры, в которых для измерения температуры используется тепловое расширение тел;

- манометрические термометры, использующие зависимость изменения давления от температуры вещества, находящегося в сосуде постоянного объема;

- манометрические термометры, заполненные жидкостью с насыщенными парами;

- термометры сопротивления, в которых меняется сопротивление чувствительного элемента в зависимости от температуры;

- частотные емкостные термометры, в которых с изменением температуры меняется частота колебательного контура.

Для определения расхода (дебита) природного газа в промысловой практике используются расходомеры переменного перепада давления. Принцип действия данных устройств основывается на измерении перепада давления, создаваемого вследствие протекания жидкого или газообразного вещества через сужающее устройство, установленное в трубе. Течение газа или жидкости через сужающее устройство ведет к переходу части потенциальной энергии давления в кинетическую, при этом средняя скорость движущегося потока в месте сужения значительно повышается. В этой связи статическое давление после сужающего устройства становится меньше, чем перед ним. Получаемая при этом разность давлений зависит от расхода и служит мерой расхода.

Расходомеры состоят из двух основных узлов: устройства, в котором монтируется диафрагма, сопло, штуцер и др. и дифференциального манометра, с помощью которого измеряются (показываются, записываются, передаются) перепады давления на диафрагме (сопло и др.) и давления перед сужающим устройством.

Поскольку большинство параметров, необходимых для расчета расхода, берется из показаний дифференциального манометра, весь узел расходомера часто называют "дифманометром". В газовой промышленности наибольшее распространение нашли поплавковые, мембранные и сильфонные дифманометры.

Диафрагма имеет вид тонкого металлического диска с круглым отверстием с острой кромкой со стороны входа потока, а с другой стороны фаску, выполненную под углом 30-45⁰.

Дебит газа при применении дифманометров-расходомеров рассчитывается по формуле:

, (1)

где Q – дебит газа, м³/сут;

α – коэффициент расхода, определяемый в зависимости от отношения d/D;

d – диаметр диафрагмы, мм; D – диаметр трубопровода, мм;

ε – поправочный коэффициент на расширение струи газа;

k_t – поправочный коэффициент на тепловое расширение материала диафрагмы (при приближенных расчетах допускается k_t = 1);

k₁ – поправочный коэффициент на недостаточную остроту входной кромки диафрагмы и шероховатость трубопровода (определяется по таблице);

Р₁ – абсолютное статическое давление перед диафрагмой, Па;

∆Р – перепад давления до и после диафрагмы, Па;

– относительная плотность газа;

Т – абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа при Р₁ и Т.

При испытании скважин часто используется метод измерения дебита диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ). При крайне нежелательном во всех случаях выпуске газа в атмосферу этот способ измерения дебита открывает единственно возможный путь для испытания скважин, если давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита равно или больше статического давления на головке скважины, а также на дальних разведочных площадях, куда еще не подведен газопровод.

При измерении дебита газа с помощью ДИКТа должно быть обеспечено условие критического истечения газа через диафрагму или штуцер. Условие критического истечения достигается тогда, когда давление до диафрагмы в два или более раз выше, чем давление после нее. Дебит газа при критическом истечении определяют по формуле:

(2)

где Q – дебит газа, тыс. м³/сут; Р – давление перед диафрагмой, Па;

– относительная плотность газа по воздуху;

Т – абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;

z – коэффициент сверхсжимаемости при Р и T;

с – коэффициент, зависящий от диаметра диафрагмы (штуцера) (определяется по таблицам);

Δ – поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, определяемый графически или эмпирически (по формуле).