Цели исследования газовых и газоконденсатных скважин. Технология и техника исследования газовых скважин

Лекция № 12 Исследование газовых скважин Цели исследования газовых и газоконденсатных скважин. Газовые скважины подвергаются различным исследованиям для получения прямых и косвенных данных о геолого-физических параметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового оборудования. Прямые данные о породах и насыщающих пласт жидкостях и газах получают в результате отбора образцов пород (керна) в процессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях. Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных породах вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических, газо- гидродинамических и термодинамических исследований. Промысловые исследования газовых и газоконденсатных скважин позволяют определять: 1) геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта газ — вода; 2) коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта; 3) прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважины; 4) состав и физико-химические свойства газа и жидкостей; 5) условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность; 6) гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины; 7) фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудовании; 8) начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи. Все исследования газовых скважин делятся на первоначальные, текущие и специальные. Первоначальным исследованиям подвергаются разведочные скважины в процессе разведки месторождения и его опытно-промышленной эксплуатации. Цель этих исследований — наиболее полное использование прямых и косвенных методов для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, с свойств пластовых жидкостей и газов, условий накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины. Все эти данные используются для установления условия отбора газа на забое скважины, технологического режима эксплуатации скважин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи; составления проектов опытно-промышленной эксплуатации; проектирования систем промышленной разработки и эксплуатации, методов добычи, переработкой использования конденсата. Текущие исследования проводятся во всех добы вающих скважинах, как правило, раз в год. Цель исследований — получение данных о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи. Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин. Они позволяют определять: 1) условно-статические пластовые давления; 2) зависимость дебита газа от разности квадратов давлений; 3) коэффициенты фильтрационного сопротивления Л и В; 4) приведенный радиус скважины; 5) радиус полусферической каверны у перфорационного канала; 6) просветность забоя; 7) работающий интервал пласта на забое скважины; 8) запасы газа в удельном объеме дренирования скважины; 9) коэффициент качества вскрытия пласта; 10) коэффициент гидравлического сопротивления колонны НКТ; 11.) коэффициенты теплопередачи горных пород разреза скважины. Специальные исследования проводятся в д о бывающих и наблюдательных скважинах в газо- и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения. Цели исследований следующие: 1) определение положения контакта газ — вода при помощи геофизических методов в наблюдательных скважинах; 2) установление эффективности мероприятий по увеличению дебитов .добывающих и приемистости нагнетательных скважин; 3) исследование сообщаемости различных пластов, 'установление направления и расходов перетоков, работающих интервалов в разрезе забоя скважин; 4) определение интервалов возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах и разработка мероприятий по обеспечению нормальной эксплуатации скважин и поверхностного оборудования промыслов. Данные специальных исследований скважин и пластов используются для контроля, регулирования системы разработки, улучшения технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа. Технология и техника исследования газовых скважин. Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды. В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений. После усовершенствования этого метода Горное Бюро США приняло его в качестве официального метода исследования газовых скважин В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин. Они предложили одночленную степенную формулу притока газа к забою скважины   n Q  C pк2  р з2 графический метод определения «постоянных» уравнения С и п , нахождения абсолютно свободного а также метод дебита скважины (абсолютно свободным называется максимальный теоретический дебит скважины, который получился бы при ее работе с абсолютным давлением на забое, равным 0,1 МПа). Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместное распространение и используется до настоящего времени. В 1948 г. В. А. Евдокимова разработала теорию определения геолого-физических параметров пористой среды (k и т) по данным специальных исследований газовых скважин при неустановившихся режимах. Она доказала зависимость показателя степени скобки п от Re, а также зависимость коэффициента с от времени исследований: n = n(Re). В 1950 г. И. А. Чарный и в 1951 г. Е. М. Минский ввели в практику обработки результатов исследований газовых скважин в СССР двучленную формулу зависимости градиента давления от скорости фильтрации, аналогичную по форме опубликованной ранее формуле Форхгеймера: dp      *  2 dR k Е. М. Минский на основе обработки экспериментальных данных Фенчера, Льюиса и Бернса предложил структуру и численное значение коэффициента р4*, приближенные значения которых долгое время не позволяли использовать коэффициент фильтрационного сопротивления В для определения параметров пористой среды. Параметры пористой среды определяли по коэффициенту А в формуле стационарного притока газа к забою скважины pк2  p32  AQ  BQ 2 А. И. Ширковский в результате обработки данных экспериментальных исследований получил зависимость β* (в 1/м) от отношения k/m, пропорционального «среднему» радиусу поровых каналов: β* = 63·106/(k/m)3/2. Эта зависимость позволяет определять по данным исследований скважин, используя коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, многие важные параметры пористой среды: коэффициенты абсолютной проницаемости k0 и открытой пористости т0, объем связанной воды SB, начальную газонасыщенность αн, коэффициенты извилистости ζ и формы λ, удельную поверхность F, поскольку объем связанной воды, структурный коэффициент в формуле удельной поверхности, удельная поверхность пористой среды также зависят от отношения k/m. Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых скважин в СССР внесли Ю.П.Коротаев, Г. А. Зотов, Э. Б. Чекалюк, С. Н. Бузинов, К - С. Басниев, 3. С. Алиев и др. В последнее время шире стали использоваться данные термометрии скважин для определения технического состояния забоя и ствола скважин, термических свойств горных пород, фильтрационных параметров пористой среды. Измерив скважинными термометрами установившуюся температуру на забое скважины, работающей с постоянным дебитом, или изменение температуры газа на забое при остановке скважины, можно определить коэффициент проницаемости, истинную скорость движения газа на забое скважины, просветность забоя, число работающих перфорационных отверстий и радиус их полусферических каверн, коэффициенты теплопередачи горных пород. Разрабатывается и начал успешно применяться новый метод исследования газовых скважин, названный шумометрией. Впервые скважинный шумомер для исследований скважин, выделения работающих интервалов пласта применялся в СССР в 1967 г. С помощью скважинного шумомера можно: 1) выделять работающие интервалы в продуктивной толще, перекрытой НКТ; 2) определять места и направление движения газа в цементном камне за обсадными колоннами; 3) устанавливать интервалы и интенсивность выноса пластового песка потоком газа; 4) отбивать границу раздела газ — жидкость в скважине; 5) определять характер притока газа в скважину (однофазный, двухфазный), структуру потока газа по колонне НКТ. Исследование газовых скважин при установившихся режимах. На рис. 1 изображена технологическая схема обвязки устья газовой скважины с приборами и оборудованием при текущих исследованиях. Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке. 1. Перед исследованием скважину продувают в течение 15 - 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время составляет 2—3 ч. 2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося со стояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени. записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку. 3. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают. Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий. 4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. 5. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины. 6. Строят графики зависимости (p2к—p2з)/Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопративления А и В. Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах. Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме ил и в случае переменного дебита при ее работе. При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время. Например, при t = О закрываем задвижку на работавшей струне. Далее в фиксированные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины. При исследовании скважин скважинными манометрами и термометрами после закрытия скважины получаем данные об изменении во времени давления и температуры на глубине установки приборов. Приборы для измерения давления, температуры и расхода газа. При исследованиях скважин для измерения давления газа на головке скважины, в затрубном пространстве и в узле измерения дебита газа применяются пружинные показывающие манометры типа МО и МТИ класса точности 0,2—0,35. Для измерения давлений газа на забое и различных глубинах в скважине используются скважинные манометры (приборы) двух типов: 1) с местной записью измеренного давления на специальном диаграммном бланке, находящемся в манометре; 2) с дистанционной передачей сигнала датчика о величине измеренного давления на поверхность по геофизическому бронированному кабелю во вторичную аппаратуру, которая расшифровывает принятый сигнал и записывает его. Для измерения давлений газа в скважинах с местной записью применяются скважинные прецизионные манометры нормального ряда МГН-1 пружинно-поршневого типа, разработанные в институте ВНИИКАнефтегаз, геликсные скважинные манометры МГН-2, МГГ-2У, дифференциальные скважинные манометры ДГМ-4. Пружинно-поршневые скважинные манометры типа М-57 выпускаются фирмой «Лойтерт» (ФРГ), геликсные — фирмами «Амерада» и «Кастер» (США). Манометры спускают в скважину на стальной проволоке диаметром 1,6—2,5 мм через специальный прибор, герметизирующий устье скважины во время спуска, называемый лубрикатором. Скважинные приборы спускают в скважину и извлекают из нее при помощи лебедки, смонтированной на автомашинах ГАЗ-63 или ГАЗ-66. Диаметр скважинных манометров 32—36 мм, длина 1500—1800 мм, масса 10—15 кг, пределы измерения давлений — от 0 до 100 МПа. Погрешность измерения давления газа составляет 0,1—0,4 °/6 максимального значения шкалы. Для определения работоспособности, чувствительности и погрешности скважинные манометры тарируются при помощи грузовых образцовых поршневых манометров типа МОП-250. Дифференциальные скважинные манометры отличаются большой точностью и чувствительностью. Они способны регистрировать изменение давления с точностью до 0,001 МПа. Для измерения температур на устье скважины используются максимальные стек лянные термометры с ценой деления 0,1 °С. Для измерения температуры газа на забое и в стволе скважины используются скважинные конденсационные термометры нормального ряда ТГН-1 типа «Сириус» с местной регистрацией температуры, разработанные в институте ВНИИКАнефтегаз на базе геликсных манометров МГН-2, а также термометры ТГБ1М, ТЭГ-36 и др. Скважинный биметаллический регистрирующий термометр ТГБ1М имеет пределы измерений от 293 до 443 К, погрешность измерения составляет ±2,5 °С. Наибольшее распространение в газовой промышленности получили опытные образцы скважинных приборов с дистанционной регистрацией измеренной величины (давления, расхода и температуры газа), разработанные в ВНПО «Союзгазавтоматика»: «Пласт-1», «Гелий-1»; «Дебит-1», комплексная лаборатория «Глубина». Для измерения расхода газа (дебита) используют различные приборы в зависимости от давления, состава газа, диаметра трубопровода, типа скважины (разведочная, добывающая) и метода использования газа: ДИКТ, ДП-430 и др. При исследовании разведочных и некоторых добывающих скважин используется ДИКТ. В этом случае расход газа определяется по преобразованной формуле Сен-Венана Q 10Cp g r Tz  10Cp  c  Tz где Q — расход газа, тыс. м 3/сут; Т, р — соответственно абсолютная температура (в К) и давление (в МПа) газа перед диафрагмой; А, ΔС — относительная плотность соответственно жирного и сухого (отсепарированного) газа по воздуху; z — коэффициент сжимаемости жирного газа при р -л Т; С — коэффициент, зависящий от диаметра калиброванного отверстия диафрагмы. Он определяется по таблицам или рассчитывается по формулам C = 0,189d2 (ДИКТ с D = 50 MM ); ИЛИ C = 0,184d2 (ДИКТ с D = 100 MM), где d — диаметр отверстия диафрагмы, мм. При измерении расхода газа дроссельными расходомерами в случае исследования скважин с выпуском газа в газопровод (при некритическом истечении газа, т. е. р 2 >0,55 p 1 ) можно использовать формулу Q  C1 p1 / T1z1 где С1  С/ 1,14, а коэффициент С берется из Инструкции по исследованию скважин или вычисляется по формулам gr  Gr с  Gr  Gк  где gr — массовая доля сухого (отсепарированного) газа в потоке; Gr, GK — массовый расход сухого газа и углеводородного конденсата соответственно. В том случае, если через диафрагму ДИКТа движется газоконденсатная смесь с содержанием углеводородного конденсата до 70 см3/м3, коэффициент С в формуле для расчета расхода газа можно определить по корреляционной зависимости, полученной А. К. Кормишиным с соавторами: Сcм = 2,7·103 d+ 1774·103d2 — (4,16. 102 d2— 1,352) р, где d — в м; р — в МПа. При подстановке Ссм в формулу получаем дебит сухого газа. Для определения расхода газоконденсатной смеси к дебиту сухого газа следует прибавить расход углеводородного конденсата, переведенного в парообразное состояние. Если во время исследования скважины давление на забое скважины не измерялось, его можно вычислить по измеренному затрубному давлению на устье скважины и весу неподвижного столба сжатого газа в затрубном пространстве или по измеренному буферному давлению с учетом веса подвижного столба газа и потерь давления на трение и турбулентность потока в колонне НКТ. В первом случае используют формулу барометрического нивелирования Лапласа — Бабине p3  p3T где РЗТ 0.03415L zT e — абсолютное статическое давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа; Δ— относительная плотность затрубного газа по воздуху; L — глубина скважины, м; Т — .средняя по длине температура газа в затрубном пространстве, К, Т = = (Г3 4- Тзт)/2; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при р и Т; р - (рз + Рзт)/2. Вычисления проводятся по методу последовательных приближений по схеме рзт →Т→ Z (рзт, Т) → р'3 → р = (р′3 + рзт)/2 → T→Z (р, Т) → рз", Если разность р”3—р’э<ε — заданной погрешности, расчет прекращается и РЗ” принимается за истинное забойное давление. Забойное давление можно определить также по следующим формулам рз = рзт + 0,03415ΛL/T, p z ( p) p dp  p 0.2  z ( pnp ) pnp p dpnp   0.2 z ( pnp ) pnp dpnp где рпр — приведенное давление, равное отношение рабочего давления к среднекритическому рпр = р/ркр. см Значения р для различных значений приведенного давления и температуры приведены в работе. Забойное давление по измеренному буферному давлению можно вычислить, например, по формуле Г. А. Адамова p3  pб2e 2 S  1.377   z 2T 2 2 S e 1 Q2 5 d Здесь Т = (Тб + Т з)/2; Тб — температура газа на буфере скважины, К; λ, — коэффициент гидравлического сопротивления шероховатых фонтанных труб; d — внутренний диаметр фонтанных труб, см; Q — расход газа по колонне НКТ, тыс. м 3/сут. Ориентировочно λ определяется по таблице из работы или более точно по данным исследования скважины при измерении забойного и устьевого давлений: 2S= 0,0683 ΔiL/(zT), где Т = (Т3 + Т б ) /2; Δ1 — относительная плотность движущегося газа по воздуху. На рис. 2 показаны графики зависимости К = К (Q), полученные экспериментально при исследовании скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении. При отборе сероводородсодержащего газа из пласта по колонне НКТ, оборудованных забойным клапаном- отсекателем, с изолированным от пласта при помощи пакера затрубным пространством, при наличии хвостовика в фильтровой части пласта, непосредственное измерение статического или динамического забойного давления часто невозможно из-за отсутствия малогабаритных скважинных манометров в коррозионно-стойком исполнении. Динамическое забойное давление приближенно можно рассчитать по формуле p3  pн  pко  px где РН — давление газа в НКТ на выходе из клапана-отсекателя, оно рассчитывается по формуле Г. А. Адамова по известным значениям Q, рб, L1, λг; Δрко, Δрх — потери давления в клапане-отсекателе и хвостовике соответственно. 1  Q2 2 pко  pк  рк  4 2 C2      где рк — давление газа на входе в клапан-отсекатель из хвостовика, Па; Q — дебит газа, м3/сут; С — коэффициент штуцера клапана-отсекателя; при d = 33,4 мм, С — 34 802 м3/(Па-сут). Давление газа на входе в клапан-отсекатель pк  рн  Q C 2 / pн Зная рк, давление на забое (на входе в башмак НКТ) рэ определим по формуле Г. А. Адамова по известным значениям Q, Lx, λx. Формула справедлива при движении сухого газа через сменный штуцер ЗКО при рн/рк < 0,8. Для более точного определения давления газа на забое скважины (на входе газа в башмак колонны НКТ), покрытия внутренней поверхности хвостовика пленкой жидкого ингибитора коррозии без остановки скважины при ее эксплуатации с малыми дебитами в последнее время стали изменять компоновку подземного оборудования ствола газоконденсатных скважин. Циркуляционный клапан стали устанавливать ниже забойного клапана-отсекателя, непосредственно над пакером. При работе скважины с открытым циркуляционным клапаном давление газа на входе в башмак колонны НКТ можно рассчитать так: к статическому давлению газа в затрубном пространстве на глубине установки циркуляционного клапана рцк необходимо прибавить потери давления в канале пакера Δрп и в хвостовике Δрх. Измерив давление неподвижного столба газа в затрубном пространстве на устье скважины рзт, рассчитаем по формуле (II 1.11) статическое давление на глубине установки циркуляционного клапана р(,к. Потери давления в канале пакера определим по эмпирической формуле А. К. Кормишина 2   Q  /p pn   вп  316165d 2  n   где dn — диаметр канала пакера, м; Q — расход газа через канал пакера, тыс. м3/сут; рвп — давление газа на выходе из пакера, равное рцк, МПа. Затем найдем потери давления в хвостовике по формуле Г. А. Адамова, используя определенные по промысловым замерам значения λ= λ (Q). Распределение температуры в добывающей скважине при установившихся условиях работы можно определить, например, по формуле С. А. Бобровского и В. А. Черникина T  TN  T3  Tn e l     p3  pб  1  1  e l    L   где Т — температура газа на расстоянии l от начала отсчета (от середины пласта вверх по оси скважины); Тп, Т3 — температура газа соответственно в пласте и на забое скважины, К; Тз = Тп— ε(рк — Рз); φ = πКD/(Qpcp), 1/м; a = (Tn—T0)/L, К/м; Т0 — постоянная температура грунта на устье, К; ε — среднее значение коэффициента Джоуля — Томсона, К/Па; рк, р3 — давления в пласте и на забое скважины соответственно, Па; D — диаметр колонны обсадных труб, м; Q — расход газа по колонне, м3/ч; р — плотность газа; кг/м3; ср — изобарная удельная теплоемкость газа, кДж/(кг·К); К — коэффициент теплопередачи от газа к породам разреза скважины, кДж/(м2 • ч • К) . Коэффициент теплопередачи для различных климатических зон имеет значения от 38 до 84 кДж/м2·ч·К и определяется по данным специальных исследований газовых скважин. Как правило, давления и температуры на устье скважин при различных дебитах определяются совместным решением уравнений для распределения давления и температуры по колонне НКТ методом итераций (последовательных приближений) при помощи ЭВМ. В ВНПО «Союзгазавтоматика» разработана комплексная лаборатория «Глубина» для проведения исследований в скважине. На рис.3 представлена блок-схема этой лаборатории в системе АСУ ГДП. Существенной особенностью комплексной лаборатории является то, что она представляет собой систему, состоящую из скважинной, устьевой, наземной аппаратуры и оборудования, и предназначена для получения многомерных параметров газоносного пласта в действующей газовой скважине за один цикл спуско-подъема. Комплексная лаборатория «Глубина» состоит из скважинного блока БДС (блока датчиков скважинных), испытателя (устьевых датчиков); лубрикатора (устьевого оборудования для проведения исследований в действующей газовой скважине под давлением), вторичной измерительной аппаратуры. Вторичная аппаратура монтируется на геофизической станции типа АКС Л-7, что обеспечивает получение наряду с геофизическими и газогидродинамических параметров. При этом на основе геофизических исследований скважин с применением комплекса программ оперативной интерпретации «Каротаж» или ГИК-2 определяются геофизические параметры. В процессе проведения исследования в скважине спуско-подъемные операции выполняются с помощью каротажного подъемника СКП-4,5. Каналом связи между скважинным прибором БДС и вторичной аппаратурой служит каротажный кабель КОБД-2М (диаметр 6,7 мм) как наиболее приемлемый при проведении исследований в действующей газовой скважине через лубрикатор. Скважинный блок БДС состоит из трех датчиков: скорости потока газа, температуры и давления. В процессе замеров все три параметра одновременно преобразуются в частотные сигналы, которые через каротажный кабель передаются во вторичную аппаратуру. Конструктивно блок БДС состоит из чувствительных элементов, шасси, плат, муфты и кожуха. Чувствительный элемент для измерения скорости потока газа — аксиальная крыльчатка. Поток газа, проходя через внутреннюю полость корпуса чувствительного элемента, воздействует на лопасти крыльчатки и приводит ее во вращение с угловой скоростью, пропорциональной скорости потока газа. Чувствительный элемент для измерения давления состоит из камеры с мембраной, на которую навинчивается корпус. В последнем размещены два электромагнита и кольцо со струной. Принцип его работы следующий: среда, давление которой измеряется, сообщается с полостью камеры, воздействует на мембрану, которая сдавливает кольцо с перемычкойструной. Струна опирается на винт, жестко соединенный с корпусом. С увеличением давления мембрана воздействует на кольцо, повышая жесткость струны и изменяя резонансную частоту ее колебаний. Термометр включает в себя чувствительный элемент и кожух. Чувствительный элемент состоит из двух терморезисторов, представляющих собой катушки из никелевого микропровода. Терморезисторы заключены в герметический кожух из нержавеющей стали. Чувствительный элемент включен в схему электронного генератора, состоящего из двухкаскадного усилителя и катодного повторителя. Элементы схемы с терморезистором чувствительного элемента образуют частотно-зависимый мост. Под воздействием измеряемой им температуры изменяются сопротивления терморезисторов и резонансная частота моста. Аппаратура «Испытатель» (рис. 4) предназначена для дистанционного измерения на устье скважины температуры и давления, а также преобразования их в частотные сигналы для вычисления дебита на устье скважины с применением ЭВМ. Для определения указанных параметров используется принцип действия диафрагменного измерителя критического течения. Аппаратура «Испытатель» состоит из датчика дебита ДД-7 с набором диафрагм и электронных блоков, частотных преобразователей ПЧ-5-1 и ПЧ-5-2, блока питания БП-26, потенциометрического преобразователя давления и термометра сопротивления. Принцип действия аппаратуры заключается в том, что поток газа из скважины поступает в датчики дебита и вытекает в атмосферу через диафрагму при сверхкритическом режиме истечения. Основные параметры газа (температура и давление) воспринимаются преобразователем давления и термометром сопротивления, установленным в датчике дебита, и преобразуются в пропорциональные напряжения и частотные сигналы. Лубрикатор предназначен для проведения газогидродинамических и геофизических исследований в действующей газовой скважине при рабочем давлении до 40 МПа. Комплексная лаборатория «Глубина» работает по следующему принципу: параметры, измеряемые в скважине, преобразуются блоком БДС-1 в частотные сигналы, которые через электрическую цепь наконечника НК-1 подаются в одножильный каротажный кабель, далее через коллектор каротажного подъемника поступают на вход наземной аппаратуры. Эта аппаратура состоит из фильтра, блока управления печатью, частотных преобразователей и измерительной стойки, в которую входят два частотомера и печатающий механизм. Все блоки размещены в каротажной станции АКС/Л-7. На основе комплексной интерпретации данных исследований скважин определяется устьевое, пластовое и забойное давления; рабочая депрессия на пласт; устьевая и пластовая температуры; суммарный (на устье) и дифференциальные дебиты газа и поинтервальные коэффициенты фильтрационных сопротивлений. С привлечением данных ядерно-геофизических исследований выполненные работы позволяют выделять газоотдающие интервалы внутри эксплуатируемого объекта, зоны для проведения работ по интенсификации притока газа к скважине, определять межпластовые перетоки.