Предел измерения, кг/см2
|
0-100; 0-150; 0-175; 0-200
|
Максимальная погрешность, %
|
1,5-2,5
|
Порог чувствительности, %
|
0,75-1
|
Максимальная температура, °C
|
+90
|
Питание вторичного прибора
|
от вторичной обмотки разделительного трансформатора переменным
током 220/127 с частотой 50 Гц
|
2.
Необходимость и особенности измерения температуры
Физические свойства
нефти (плотность, вязкость, количество газа и парафина, растворенных в нефти, и
фазовые состояния нефти) в значительной степени зависят от ее температуры.
Необходимость и особенность измерения температуры.
Технология процесса
добычи нефти, промыслового сбора и первичной подготовки ее на промыслах,
транспорт нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависят от
температурных факторов, при которых протекают эти процессы.
Поскольку
физические свойства нефти зависят от температуры, при взятии глубинной пробы
для изучения ее при помощи специальной исследовательской аппаратуры в пластовых
условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора. Контроль
температуры на забое скважин необходим и при обработке призабойной зоны
различными способами (солянокислотная, термокислотная и искусственный разогрев
пласта) для увеличения добычи нефти. Температура пласта в некоторой степени
характеризует состояние его и требует систематического контроля.
В предыдущей главе
было показано, что для определения поправки при измерении давления глубинными
манометрами необходимо также измерять температуру в скважине.
Парафин из
парафинистых нефтей выделяется при определенной температуре. Измеряя
температуру по стволу нефтяной скважины, можно определить глубину, на которой
она соответствует критической температуре выпадения парафина, и на основании
результатов измерений - глубину спуска депарафинизационных средств.
Температуру
необходимо измерять в трубопроводах с теплоносителем, в водонасосных,
нефтенасосных и компрессорных станциях для контроля состояния подшипников.
Измерения температуры в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами являются
необходимым элементом количественного учета.
Изменение
температуры по стволу скважины может свидетельствовать о нарушениях обсадной
колонны и о месте притока в скважину посторонней жидкости.
Таким образом,
температура на забое и на различных глубинах скважины является параметром,
который позволяет судить о ходе технологического процесса добычи нефти, о
состоянии скважины и пласта. Поэтому в процессе разработки нефтяного
месторождения необходим систематический контроль температуры. Для измерения
температуры в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных,
глубиннонасосных и пьезометрических скважинах применяют глубинные термометры.
Температура на
забое зависит от глубины скважины и неодинакова для различных географических
районов.
Для выполнения
задач исследования, контроля и управления разработкой нефтяных месторождений
глубинные термометры должны отвечать определенным требованиям в отношении
тепловой инерции, точности, чувствительности и пределов измерения.
Глубинные
термометры можно разделить на две группы: с местной регистрацией и
дистанционные. Термометры с местной регистрацией по принципу действия делятся
на: манометрические, поршневые, биметаллические. Дистанционные глубинные
термометры представляют собой электрические термометры сопротивления с
металлическим или полупроводниковым резистором.
Требования
к термометрам.
При создании
глубинных термометров следует учитывать специфические условия, в которых эти
приборы эксплуатируются: ограниченный наружный диаметр (не превышающий 35-40
мм), высокое давление, значительные глубины. Вследствие того, что прибор должен
работать в окружении измеряемой среды, регистрирующий механизм необходимо
изолировать в герметичную камеру, чтобы он удовлетворительно работал при
высокой температуре.
Недостатки скважинных
термометров.
Для исследования скважин должны
применяться термометры, обладающие высокой чувствительностью и малым
собственным тепловыделением. Ниже рассматривается устройство промышленных
термометров с частотным преобразованием, работающих на одножильном
блокированном кабеле и удовлетворяющих этим условиям. Устройство геофизических
термометров с аналоговым преобразованием, основанных на применении
термочувствительных резисторов из тонкого медного провода, широко известно.
Недостатком таких термометров, предназначенных для работы с одножильным
кабелем, например ЭСО-2, является низкое качество получаемых термограмм:
наблюдаются случайные отклонения, имеется иззубренность, высокая погрешность.
Это связано с тем, что в применяемой мостовой схеме чувствительный элемент
включен последовательно с броней и жилой кабеля. В результате колебание
сопротивления кабеля, утечки изоляции, а также возникающие между броней и
колонной электрохимические ЭДС фиксируются на термограмме. Этих недостатков
лишены термометры с частотным преобразованием. [4].
2.1 Глубинный
дистанционный одножильный термометр
Глубинные дистанционные
термометры состоят из датчика, кабеля и измерительной аппаратуры (вторичного
прибора). Существуют электрические глубинные термометры сопротивления,
спускаемые в скважину на трехжильном и одножильном кабеле.
Рисунок 3. Схема
дистанционного одножильного термометра
На рис. 3 приведена
схема дистанционного электрического термометра сопротивления, спускаемого в
скважину на одножильном кабеле. РП - регистрирующий прибор; Rt - чувствительный
элемент термометра сопротивления 2000 Ом при 20° С; П1 - П4 - переключатели по
0,1; 1; 5 и 20° С: П5 - переключатель для компенсации различия в сопротивлении
жил кабеля; ЦЖК - центральная жила кабеля; БК, - броня кабеля
(2),
где Rиз - сопротивление изоляционного кабеля; Rб - сопротивление брони; Rк - сопротивление жилы
кабеля; Rt - чувствительный элемент
В приборе мостовая
схема собрана на поверхности. В глубинном снаряде, спускаемом на одножильном
кабеле в скважину, расположен чувствительный элемент Rt, представляющий
сопротивление с большим температурным коэффициентом (медь).
Три плеча моста R1-R3 - постоянные сопротивления.
Положения равновесия устанавливаются сопротивлениями r1-r4, включенными в то плечо, в которое
входит чувствительный элемент. Этими сопротивлениями плечо моста, содержащее
чувствительный элемент, уравнивается с соответствующим ему плечом R2. Величину сопротивлений r1-r4 изменяют переключателями /71-П4.
При изменении положения переключателей П1-П4 на одно деление вводится
сопротивление, соответствующее 0,1; 1; 5; 20° С. Это позволяет по
соответствующим указателям переключателей непосредственно отсчитывать
температуру, соответствующую равновесию моста (нулевую температуру Т0).
Запись температуры представляет собой запись изменения напряжения в
измерительной диагонали моста, пропорционального измеряемой температуре.
Поскольку в
термометрах сопротивления на одножильном кабеле в скважину опускают лишь один
чувствительный элемент измерительной схемы, а в качестве канала связи между
глубинным датчиком и вторичной аппаратурой используется одножильный
бронированный кабель, то сопротивление, кабеля включается в активную часть
измерительной цепи.
На показания
одножильных термометров влияют: а) изменение сопротивления центральной жилы
кабеля за счет изменения его температуры; б) изменение сопротивления брони при
размотке и смотке кабеля на барабан лебедки; в) изменение сопротивления
изоляции кабеля, что равноценно включению или отключению некоторого
дополнительного сопротивления параллельно к глубинному датчику.
Вследствие
указанных причин погрешность измерения одножильными термометрами сопротивления
достигает ±2° С. Таким образом, термометры сопротивления на трехжильном кабеле
значительно точнее, чем на одножильном.
2.2
Глубинный дистанционный трехжильный термометр
Глубинные
дистанционные термометры состоят из датчика, кабеля и измерительной аппаратуры
(вторичного прибора). Существуют электрические глубинные термометры
сопротивления, спускаемые в скважину на трехжильном и одножильном кабеле.
Рисунок 4. Схема
дистанционного трехжильного термометра
На рис. 4 приведена
схема электрического термометра сопротивления, спускаемого в скважину на
трехжильном кабеле. R1 и R3 - сопротивления с большим температурным коэффициентом (из медной
проволоки), R2 и R4 - сопротивления с малым температурным коэффициентом; а - контакт
на корпус; К - кабель: П - прибор для записи измеряемой температуры; КП -
компенсатор поляризации; Б - батарея; Rp - сопротивление
реостата; Rб - балластное
сопротивление.
(3),
где To - начальная
температура; с - коэффициент пропорциональности; ΔU - напряжение на измерительной
диагонали; I - ток в ветви моста
В глубинном снаряде
прибора собрана схема электрического моста. Два противоположных плеча R2 и R4 мостовой схемы изготовлены из
материала с очень малым температурным коэффициентом (константан или манганин),
а два других. R1 и R3 из материала со значительным температурным коэффициентом (медь).
Мостовая схема глубинного снаряда соединена с измерительной аппаратурой,
расположенной на поверхности, трехжильным кабелем.
По жиле А кабеля и
землю через мост пропускают ток I. Прибор измеряет разность потенциалов DU между вершинами моста М и N. Плечи
моста подобраны так, что при некоторой температуре Т0, принимаемой
за нулевую, выполняются следующие условия:
R1=R3=R0, R2*R3=R2*R4 (4)
При этой
температуре разность потенциалов между точками N и М равна нулю. При изменении
температуры сопротивления плеч R1 и R3 изменяются, нарушается равновесие моста и появляется разность
потенциаловDU. Вследствие указанных причин погрешность измерения одножильными
термометрами сопротивления достигает ±2° С. Таким образом, термометры
сопротивления на трехжильном кабеле значительно точнее, чем на одножильном.
Основным
недостатком термометров сопротивления на трехжильном кабеле является
невозможность спуска их в скважины с большим буферным давлением из-за большого
диаметра кабеля. В ряде случаев в глубинных термометрах в качестве чувствительных
элементов используются полупроводниковые сопротивления. Однако вследствие
нелинейности и нестабильности характеристики они не получили распространения.
[5].
3.
Необходимость измерения расхода
Процессы бурения
скважин, добычи, транспорта и хранения нефти и газа являются сложными
технологическими процессами, поэтому для оптимального ведения их необходимо
знание достаточно большого количества параметров. Одним из наиболее важных
параметров технологических процессов является расход. Рассмотрим основные задачи,
в решении которых необходимо значение расхода.
. Измерение расхода
в бурении.
Рисунок. 5. Схема
циркуляции раствора
) Для обеспечения
оптимального режима бурения необходимо разрушенную забойным инструментом породу
удалять с забоя. Схема циркуляции бурового раствора в бурящейся скважине
показана на рис. 5. Для выноса породы необходимо обеспечить соответствующую
скорость восходящего потока бурового раствора, т.е. необходимо обеспечить
соответствующий расход закачиваемого в бурящуюся скважину бурового раствора.
Соответственно необходимо постоянно измерять расход бурового раствора.
) Одним из самых
распространенных забойных двигателей в настоящее время является турбобур.
Для получения
достаточного вращающего момента и скорости вращения вала турбобура необходимо
обеспечить соответствующий расход промывочной жидкости.
) Часто в процессе
бурения «проходят» пласты, которые или поглощает промывочную жидкость (зона
поглощения) или «подливают» пластовую жидкость (зона притока) в буровой
раствор, меняя его параметры. Наличие притока или поглощения может быть
установлено сравнением закачиваемого бурового раствора и расхода бурового
раствора, выходящего из скважины.
. Необходимость
измерения расхода в добыче нефти
) В процессе разработки
нефтяных месторождений необходим строгий учет извлекаемой на поверхность нефти,
т.е. необходимо постоянное измерение расхода по каждой эксплуатационной
скважине. Для разработки мероприятий по поддержанию пластового давления. В
связи с этим возникает необходимость учета не только количества извлекаемой
нефти, но и количества извлекаемой вместе с нефтью жидкости. Т.е. в процессе
разработки нефтяного месторождения необходимо постоянно измерять расход
извлекаемых на поверхность нефти и жидкости (пластовой воды).
) Транспортировку
нефти от нефтесборных парков до потребителей осуществляют нефтепроводные
управления (организации). Передача добытой и подготовленной для потребителей
нефти осуществляется с обязательным использованием различных типов расходомеров
наиболее высокого класса точности. В настоящее время для этих целей
используют узлы учета нефти, представляющие собой комплекс приборов,
позволяющих с целью повышения точности измерений вносить ряд поправок на
изменение физико-химических свойств перекачиваемого продукта.
) С целью
поддержания пластового давления на заданном уровне в пласт закачивается большое
количество воды. Часто закачка воды осуществляется не только в законтурную, но
и во внутриконтурной части пласта. Большое количество закачиваемой в пласт воды
существенно влияет на положение контура нефтеносности, иногда приводит к
образованию «языков» обводнения, что существенно понижает суточную добычу нефти
и нефтеотдачи пласта в целом. В связи с этим, учитывая проницаемость вскрытого
скважиной участка, для каждой нагнетательной скважины устанавливается
оптимальный расход закачиваемой в пласт жидкости. В процессе эксплуатации
нефтяного пласта установленный расход может корректироваться, предотвращая
образование «языков» обводнения.
) Подсчет запасов нефти
производится при пластовых условиях, т.е. при определенных (измеренных)
пластовых давлениях и температуре. В пластовых условиях, как правило, в нефти
растворено значительное количество газа. При извлечении нефти на поверхность
этот газ выделяется, соответственно изменяется (по сравнению с пластовыми
условиями) и объем извлекаемой нефти. Поэтому для более точного сопоставления
запасов нефти в пласте и извлекаемых объемов из этого пласта целесообразно хотя
бы периодически измерять расход добываемой нефти в условиях, максимально
приближенных к пластовым, т.е. использовать глубинные расходомеры, которые
позволяют измерять расход на забое скважины.
) Довольно часто
одной скважиной эксплуатируют несколько продуктивных пластов. В этом случае
измерение на поверхности суммарного расхода не позволяет делать заключение
(выводы) о работе каждого пласта. Задача определения производительности каждого
пласта в таких условиях может быть решена применением глубинных расходомеров.
) Аналогичная
ситуация может возникнуть и в том случае, когда одной нагнетательной скважиной
вскрывают несколько поглощающих пластов. Режимы закачки необходимо
устанавливать по каждому пласту, поэтому для контроля закачки в каждый пласт
необходимо пользоваться глубинными расходомерами.
) Когда одна
эксплуатационная скважина вскрывает два и более нефтеносных пластов, из-за
различия пластовых давлений в них может наблюдаться переток жидкости из одного
пласта в другой. Как и в п. 5, установить наличие перетока и провести цикл
исследовательских работ помогут глубинные приборы, в комплекте которых в
обязательном порядке будет присутствовать и глубинный расходомер.
) Обсадные колонны
после цементирования проверяют на герметичность. Если колонна не герметична, то
нарушение целостности колонны монет быть определено о помощью глубинного
расходомера.
Достоинства
глубинных дистанционных расходомеров: высокая точность; высокий порог
реагирования; высокая повторяемость исследования.
Недостатки
глубинных дистанционных расходомеров: не высокая работоспособность при высоких
расходах; создание перепада давления; низкая надежность конструкции (особенно
при высоких температурах); время- и труднозатратная технология измерения;
засорение опор оси турбинки.
.1 Глубинный
дистанционный дебитометр ДГД
Дебитомер имеет диаметр 42 мм и
обеспечивает возможность пакеровки в скважине внутренним диаметром до 160 мм.
При разработке дебитомера были
испытаны два типа оболочек пакера: резиновые и пластмассовые. Резиновые
оболочки представляют собой втулки со специальным профилем, обеспечивающим
получение наименьшего объема полости пакера при его раскрытии в скважине.
Промысловые исследования показали
недостаточную надежность резиновых пакеров, так как площадь поверхности пакера
значительно увеличивается и материал оболочки подвергается разрушающему
действию пластовой нефти. Однако существенными недостатками полиэтиленовых
пакеров являются их незначительная износостойкость, низкая термостойкость и
чувствительность к проколам.
Рисунок 6. Глубинный дебитомер ДГД
Во время спуска дебитомера в
скважину пакер находиться в сложном состоянии. Для предохранения оболочки от
повреждении при спуске на пакер надевают втулку из тонкой резины или лакоткани.
В оболочке имеются отверстие 7 для прохода жидкости. Наличие отверстий
позволяет измерять большие дебиты, а также обеспечить более постоянную величину
коэффициента перекрытия. Управление работой пакера производиться с помощью
электромеханического привода. Привод состоит из электродвигателя постоянного
тока 13 с редуктором 12, ходового винта 11 и гайки 10. Гайка соединена с
уплотненным штоком 9, имеющим траверсу для передвижение подвижной муфты 8.
Для раскрытия или закрытия пакера к
глубинному снаряду подводиться ток напряжением 27 В. При этом включается
электродвигатель, который перемещает вверх или вниз шток с траверсой, сжимая
или растягивая пружинные ленты пакера. Степень раскрытия пакера регулируется
ходом гайки 10 с помощью концевых микровыключателей. При достижении крайних
положений гайка нажимает на микропереключатель и цепь питания электродвигателя
размыкается. Повторное замыкание цепи электродвигателя достигается путем
изменения тока на кабеле. Дебит жидкости измеряется при обесточенном
электродвигателе и напряжении на кабеле равном 20 В.
Таблица 3. Технические
характеристики
Предел измерении, м3/сут
|
5-200
|
Пределы относительной погрешности, %
|
5
|
Максимальная рабочая температура, оС
|
100
|
Давление, МПа
|
20
|
Исследование скважин: - водонагнетательных (без НКТ) -
водонагнетательных (через НКТ) - фонтанирующих - механизированных (через
затрубное пространство)
|
- - + +
|
3.2 Термоэлектрический
расходомер СТД-2
Термоэлектрические расходомеры в
основном применяют для измерения расхода газа. В СССР наиболее распространены
так называемые термокондуктивные расходомеры типа СТД.
Рисунок 7. Скважинный дебитомер
СТД-2
Беспакерный скважинный расходомер
СТД-2 (рис. 7) состоит из кожуха 1, датчика 2 и кабельной головки 3,
соединенной с датчиком с помощью переходника 5, уплотненного кольцами 4. Чувствительным
элементом служит терморезистор, представляющий собой сопротивление, навитое из
изолированного тонкого медного провода и помещенное в медную трубку. При
подводе напряжения термосопротивление нагревается до температуры большей, чем
температура окружающей среды. При движении жидкости (газа) терморезистор
охлаждается тем больше, чем больше скорость потока, а следовательно,
уменьшается его активное сопротивление, которое регистрируется наземным
прибором. Электрическая схема расходомера представляет собой мост постоянного
тока с четырьмя плечами, три плеча которого расположены в наземном приборе, а
четвертое образуется одножильным кабелем с подключенным к нему терморезистором.
Прибор может работать в режимах «дебитомер» и «термометр» с пределом измерения
температуры до 80 °С.
Для исследования глубиннонасосных
скважин разработаны расходомеры СТД-16 и СТД-4 диаметрами соответственно 16 и
20 мм.
Таблица 4. Технические
характеристики
Предел измерении, м3/сут - для воды - для нефти
|
4 1-3
|
Рабочее давление, МПа
|
до 35
|
Предел относительной погрешности, %
|
4
|
Тепловая инерция
|
19-20
|
Заключение
скважинный манометр глубинный
температура
Дистанционные приборы состоят из
датчика, спускаемого в скважину на кабеле, и соединительного с ним наземного
прибора. Преимущества их заключается в возможности непосредственного наблюдения
за ходом исследования, а также одновременного измерения нескольких величин. С
помощью дистанционных приборов послойно изучают продуктивные пласты и
пропластки, а также контролируют работу механизированных скважин.
Список литературы
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Бурение
нефтяных и газовых скважин» 2002 стр. 15 [1].
2. Чернов Б.С. «Гидродинамические методы исследования
скважин и пластов» 1989 г., стр. 321 [2].
. Рассохин С.Г. «Оператор по добыче нефти и газа» 2002 г.,
стр. 537 [3].
. Васильевский В.И. «Исследование нефтяных пластов и
скважин» Издание 2, 1979 г., стр. 291 [4].
. Сборник Н.Т. «Прогрессивные технологии в добыче нефти»
2000 г. стр. 184 [5].
. Шорников Е.А. «Расходомеры и счетчики газа. Узлы учета»,
2003 г. [6].
. Кремлевский П.П. «Расходомеры и счетчики количества
веществ» 2002 г. стр. 410 [7].
. Ковшов Г.Н. «Приборы контроля пространственной ориентации
скважин при бурении» 2001 г. стр. 230 [8].