Устройства и комплексы для исследования скважин

Устройства и комплексы для исследования скважин Для проведения промысловых исследований газовых и газоконденсатных скважин исследовательские бригады должны быть обеспечены приборами и аппаратурой, оборудованием и приспособлениями, необходимыми для контроля параметров работы скважины, проведения глубинных замеров, отбора проб пластовых флюидов. Измерения в процессе проведения исследований скважин должны проводиться измерительными приборами, аттестованными как средства измерения и внесенными в Государственный реестр средств измерений. Это предполагает, что манометры, термометры для глубинных и устьевых измерений, расходомеры газа и жидкости должны быть метрологически обеспечены, то есть пройти поверку и калибровку в метрологических центрах, аттестованных региональными службами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии России. 6.1 Приборы и аппаратура для измерения давления и температуры 6.1.1 Манометры и термометры, применяемые при наземных исследованиях При проведении газогидродинамических и газоконденсатных исследований замеряют давления на устье скважины и на исследовательском оборудовании (сепараторе, ДИКТ, емкости). Приборы для измерения избыточного давления называются манометрами. Их разновидности, служащие для измерения полного (абсолютного) давления, называются манометрами абсолютного давления; для измерения давления ниже атмосферного (вакуума) – вакуумметрами, для избыточного давления и вакуума – мановакуумметрами, для измерения разности давлений (перепада) – дифференциальными манометрами, или дифманометрами. По принципу действия приборы для измерения давления и разряжения подразделяются на следующие виды: жидкостные – давление или разрежение в которых уравновешивается массой столба жидкости; поршневые – давление в которых задается силой (грузом), действующей на поршень определенного сечения; пружинные – давление уравновешивается силой упругой деформации чувствительного элемента (мембраны, трубчатой пружины, сильфона и подобных устройств); комбинированные 185 приборы, в которых применен смешанный принцип действия; электрические – основаны на измерении электрических свойств или преобразовании воздействия давления в электрический параметр при помощи соответствующих датчиков. По назначению приборы разделяются на рабочие (или технические), контрольные и образцовые. Манометры технические (МТ) имеют погрешность от 1 до 6 % от максимального показания шкалы. Они работают в условиях вибраций при температурах окружающей среды от минус 50 до плюс 60 оС. Манометры контрольные (МК) предназначены для проверки исправности действия технических манометров. Манометры образцовые (МО) служат для проверки других манометров. Манометры мембранные (ММ) применяют при измерении давлений газа, содержащего агрессивные примеси. В качестве чувствительного элемента в них используется чувствительная пластина – мембрана, которая одновременно выполняет функцию разделителя. В настоящее время в основном при проведении исследований газовых и газоконденсатных скважин, для контроля за давлением используются пружинные манометры типа МО (рисунок 6.1), чувствительным элементом которых служит пружина. При увеличении давления она распрямляется и через рычажную систему и зубчатый сектор поворачивает стрелку манометра на соответствующий угол. Отсчет производится по шкале, градуированной в делениях. Манометры выпускаются по ТУ 25-05-1664-74. 1- резьба установочная; 2 – тяга; 3 – зубчатый сектор; 4 – стрелка; 5 - пружина Рисунок 6.1 – Схема пружинного манометра Шкала приборов: 250 условных единиц - для класса точности 0,4; 400 условных единиц для классов точности 0,15 и 0,25. Цена деления шкалы 1 - условная единица. Масса манометров не более 1,8 кг - для класса точности 0,4 и 5,5 кг - для классов точности 0,15 и 0,25 (таблица 6.1). При установке образцовых манометров в местах измерений, присоединительный штуцер должен быть направлен перпендикулярно к потоку газа в трубопроводе, и не заходить за пределы внутренней стенки трубопровода. 186 Таблица 6.1 – Разновидности образцовых манометров типа МО Модель Верхний предел измерений, МПа 11201 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 11202 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6 11203 10; 16; 25; 40; 60 1227 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5 1226 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60 Класс точности Масса, кг Диаметр, мм Толщина, мм Высота, мм 0,4 1,8 160 60 205 0,15; 0,25 5,5 250 100 310 Вся измерительная линия должна быть герметична. Место установки манометров должно оборудоваться трехходовым краном, необходимым для отключения манометра от измерительной линии, а также выпуска газа из-под манометра перед демонтажем. Присоединение образцовых манометров к местам измерений допускается одним из следующих способов: непосредственно к точке измерения – если отсутствуют агрессивные примеси в измеряемой среде и температура измеряемой среды и окружающего воздуха не отличается от температуры, при которой оттарирован данный образцовый манометр более чем на 3 оС; через трубки высокого давления – при температуре измеряемой среды, превышающей допустимую температуру для образцового манометра; через трубки высокого давления и ловушку – если в измеряемой среде присутствуют агрессивные примеси. В этом случае все необходимые детали схемы должны быть изготовлены из антикоррозионного материала. При измерении давления используется манометр с таким пределом измерения, чтобы стрелка манометра в процессе замеров располагалась в средней трети его шкалы. Перед использованием образцового манометра проводится его тарировка (поверка) на образцовых грузопоршневых манометрах типа МОП класса точности 0,05 согласно ГОСТ 8.053-73, МИ 2102-90, 2145-91. Периодичность тарировки манометра зависит от характера исследований, условий его хранения и транспортировки: при непрерывной работе манометра – раз в месяц; при перевозке на разовые исследо187 вания в полевых условиях - раз в неделю; для особо ответственных (специальных) исследований – перед каждым из них. Тарировка выполняется в специализированных аккредитованных лабораториях. В ходе тарировки в сертификате о поверке прилагается тарировочная таблица (пример приведен в таблице 6.2). Таблица 6.2 –Тарировочная таблица образцового манометра МО 400 Номинальное значение давления Кгс/см 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 2 Показания манометра, дел. шкалы МПа при повышении давления при понижении давления 0,10 4,02 7,95 11,87 15,80 19,72 23,64 27,57 31,49 35,42 39,34 0,0 24,0 48,0 72,4 97,0 121,3 146,3 170,5 195,0 220,0 244,5 0,0 24,0 48,0 72,6 97,4 121,8 146,5 170,9 195,3 220,0 244,5 Среднее значение, дел. шкалы 0,0 24,0 48,0 72,5 97,2 121,6 146,4 170,7 195,2 220,0 244,5 Используя тарировочную таблицу, проводят пересчет показаний манометра в избыточное давление по следующей формуле: P  А н  nN  B н  , (6.1) где Р – избыточное давление, МПа; N – показания манометра, деления; Ан, Вн – ближайшее нижнее значение давления от N по тарировочной таблице используемого манометра соответственно в МПа и делениях; n  А в  А н  / B в  B н  , (6.2) где Ав, Вв – ближайшее верхнее значение деления от N по тарировочной таблице, МПа и деления соответственно; n – цена деления соответственно. Например, по шкале манометра МО 400 было снято 165,7 деления. Используя данные тарировочной таблицы получаем: n  27,57  23,64 / 170,7  146,4   0,162 ; P  23,64  0,162165,7  146,4  26,77 МПа . Для удобства использования в промысловых условиях форму тарировочной таблицы образцового манометра можно представить в виде таблицы 6.3. По данной 188 таблице в соответствии с показаниями МО выбирают значение давления, с учетом поправки на десятые доли. В нашем примере 165 делениям соответствует значение 26,67 МПа и с учетом поправки на десятые доли (0,7 соответствует поправка в 0,11 МПа) окончательное значение давления составит 26,78 МПа. Таблица 6.3 – Пример тарировочной таблицы образцового манометра Дата поверки: Дел. 0,1 10 1,73 20 3,37 30 5,00 40 6,64 50 8,27 60 9,88 70 11,48 80 13,08 90 14,68 100 16,28 110 17,89 120 19,51 130 21,08 140 22,65 150 24,24 160 25,86 170 27,49 180 29,09 190 30,69 200 32,27 210 33,84 220 35,41 230 37,02 240 38,62 1 0,26 1,9 3,53 5,17 6,8 8,43 10,04 11,64 13,24 14,84 16,44 18,05 19,67 21,24 22,81 24,4 26,03 27,65 29,25 30,85 32,43 34,00 35,57 37,18 38,78 2 0,43 2,06 3,7 5,33 6,97 8,59 10,2 11,81 13,40 15,00 16,60 18,22 19,83 21,4 22,97 24,57 26,19 27,81 29,41 31,01 32,59 34,16 35,73 37,34 38,94 0,1 0,02 0,2 0,03 3 4 5 0,59 0,75 0,92 2,22 2,39 2,55 3,86 4,02 4,19 5,49 5,66 5,82 7,13 7,29 7,46 8,75 8,91 9,07 10,36 10,52 10,68 11,97 12,13 12,28 13,56 13,72 13,88 15,16 15,32 15,48 16,76 16,92 17,09 18,38 18,54 18,70 19,98 20,14 20,30 21,55 21,71 21,87 23,12 23,28 23,44 24,73 24,89 25,05 26,35 26,51 26,67 27,97 28,13 28,29 29,57 29,73 29,89 31,17 31,33 31,49 32,75 32,90 33,06 34,32 34,47 34,63 35,89 36,05 36,21 37,50 37,66 37,82 39,10 39,26 Поправка на десятые доли 0,3 0,4 0,5 0,05 0,07 0,08 6 1,08 2,71 4,35 5,98 7,62 9,23 10,84 12,44 14,04 15,63 17,25 18,86 20,46 22,03 23,60 25,21 26,84 28,45 30,05 31,65 33,22 34,79 36,38 37,98 - 7 1,24 2,88 4,51 6,15 7,78 9,39 11,00 12,6 14,2 15,79 17,41 19,02 20,61 22,18 23,76 25,38 27,00 28,61 30,21 31,8 33,37 34,94 36,54 38,14 - МО 400 8 9 1,41 1,57 3,04 3,2 4,68 4,84 6,31 6,47 7,95 8,11 9,55 9,72 11,16 11,32 12,76 12,92 14,36 14,52 15,96 16,12 17,57 17,73 19,19 19,35 20,77 20,93 22,34 22,5 23,92 24,08 25,54 25,7 27,16 27,32 28,77 28,93 30,37 30,53 31,96 32,12 33,53 33,69 35,1 35,26 36,7 36,86 38,3 38,46 - 0,6 0,1 0,7 0,11 0,8 0,13 0,9 0,15 Предел допустимой основной погрешности МО, согласно паспортным данным, составляет ±1 условную единицу (1 деление шкалы) при температуре окружающего воздуха (23±5) оС. При температуре, выходящей за пределы (23 ± 5) оС, но находящейся в пределах рабочих температур от 5 до 40 оС, погрешность показаний прибора с учетом температурной поправки не превышает:   K  0,25  (6.3) где К – абсолютное значение предела основной допускаемой погрешности показаний прибора, условные единицы; Δ – температурная поправка, условные единицы. 189   250  X  P  23  t  , Pmax (6.4) где Р – измеряемое давление, МПа (кгс/см2); Рmax – верхний предел измерений, МПа; t – температура окружающего воздуха, оС; Х – температурный коэффициент модуля упругости, равный:  3,510-4 1/оС для приборов с верхним пределом измерений избыточного и вакууметрического давления 0,1 МПа (1 кгс/см2);  3,010-4 1/оС для приборов с верхним пределом измерений от 16 до 60 МПа (от 160 до 600 кгс/см2);  4,010-4 1/оС для приборов с верхним пределом измерений от 0,16 до 10 МПа (от 1,6 до 100 кгс/см2); В более широком диапазоне рабочих температур (от минус 50 до плюс 60 оС) может использоваться манометр для точных измерений типа МТИ. Предел основной допускаемой погрешности при температуре окружающего воздуха (23 ± 2) оС составляет ± 0,6 % для приборов класса точности 0,6. Изменение показаний прибора Δ (выраженное в процентах от диапазона показаний) от изменения температуры окружающего воздуха определяется по формуле:   0,06t (6.5) где t  t 2  t1 - абсолютное значение разности температуры; t1 – температура, при которой выполнялась тарировка (поверка) прибора; t2 – температура, при которой проводятся измерения. По принципу действия различают:  термометры расширения, основанные на использовании свойства вещества изменять свой объем при изменении температуры;  манометрические термометры, в которых использован эффект изменения давления вещества в замкнутом сосуде при изменении температуры;  термометры сопротивления, в основу которых положено свойство вещества изменять электрическое сопротивление при изменении температуры;  термоэлектрические пирометры, действующие по принципу регистрации величины термоэлектродвижущей силы, возникающей при изменении температуры. 190 Для измерения температуры на устье скважины и в технологическом исследовательском оборудовании (сепараторы, емкости, ДИКТ) в частности используются ртутные термометры типа ТН-6 (ГОСТ 400-80), которые устанавливаются в специальные карманы, предусмотренные в фонтанной арматуре, на сепараторе и в обвязке узла измерения дебита. Цена деления применяемого термометра не должна превышать 0,5 оС. В последние годы с развитием точной измерительной техники, для контроля за давлением и температурой при проведении исследований скважин используются электронные устьевые манометры-термометры (датчики). Электронные устьевые манометры-термометры позволяют записывать в энергонезависимую память информацию об измеряемых давлении и температуре, для последующей передачи по стандартным последовательным портам RS-232, RS-485 или USB в персональный компьютер. Технические и метрологические характеристики приборов, которые выпускаются отечественными и зарубежными компаниями представлены в таблице 6.4. Для достоверного измерения температуры ряд приборов оборудованы выносным внешним датчиком. Диапазоны измерения температур внешним датчиком составляют от минус 40 до плюс 130 оС, при рабочем диапазоне температур минус 40 до плюс 60 оС. Все электронные приборы обладают классом точности 0,1 – 0,25 и высокой чувствительностью по измеряемым каналам давления и температуры до 0,0003 МПа и 0,001 оС, соответственно (таблица 6.4). Электронные манометры-термометры рассчитаны на различные пределы измерений давления (до 100 МПа). В зависимости от прибора их питание осуществляется от различного типа батарей. Срок бесперебойной записи измеряемых параметров у некоторых приборов достигает нескольких лет. В основном приборы имеют необходимую индикацию для отображения давления и температуры, а также клавиатуру для ввода данных по названию месторождений, номера куста, скважины, номера цеха, оператора, ввода режимов работы. Кроме того, манометры-термометры могут отображать текущие 191 Таблица 6.4 – Основные характеристики устьевых манометров Устьевые приборы для измерения давления и температуры Показатели МО (МТИ) МИКОН-227 УМТ-01 САФ.147 МТУ-04.03 АЦМ-4У СКАТ-36У РТП-4 K10 Surface Unit PPS-31 Компания-производитель Фирма «Приборика» ООО «МИКОН», г. Наб.Челны «Компания СИАМ», г. Томск ООО ППЛ «САФ», г. Уфа ООО «НПП ГРАНТ» г. Уфа ПКФ «Геотех», г. Уфа «АВТОН» г.Йошкарола НПЦ «Знание» г.Уфа Kuster Company Peoneer Petroleum Servise Предел измерения давления, МПа 0,1; 0,16; 1,0, 1,6; 16; 25, 40, 60, 100 2,5; 16; 25 10; 25; 40 0…40 0,6...100 25, 40 100 100 60 100 - -40..+130 -40...+65 0...+120 -20...+100 -40...+50 -40...+85 -50…+100 -40...+50 -40...+80 0,4 (0,6) 0,1 0,15 0,25 0,25 0,15 0,1 0,25 0,024 0,02 Порог чувствительности по давлению, МПа - 0,001 0,0001 0,001 0,002 % от ВПИ 0,0004 0,03 0,05 % 0,0003 0,0003 Погрешность по о температуре, С - 0,5 0,25 3 0,25 1 0,5 0,25 % 0,5 0,5 Порог чувствительности о по температуре, С - 0,003 0,001 0,2 - - 0,03 - 0,002 0,01 Объем памяти, количество данных, тыс. точек - 240 2170 212 11 496 528 - 1220 1000 Максимальная частота -1 измерения, с - 1 1 1 1 1 - 1 1 5 Автономное питание, сут - 180 280 - - 800 720 365 - 360 Масса не более, кг 1,8 1,3 - 2 0,4 (0,55) 2 0,8 0,9 - - Габаритные размеры, DxBxH, мм 250 90х82х135 - 73х170 57х270 52x-х160 36х-х177 42х-х164 - 117х-х254 Диапазон измерения о температур, С Приведенная погрешность по давлению, % 192 данные давления и температуры на индикаторах, либо на мониторе компьютера, без записи их во встроенную память. Для работы с электронными приборами устанавливается соответствующее программное обеспечения. Для запуска и считывания информации манометры-термометры подключаются через кабель к COM или USB порту персонального компьютера. Затем, используя установленное программное обеспечение, провести соответствующие операции с прибором. В настоящее время выпускаются приборы, использующие беспроводные каналы для передачи данных. При положительных температурах окружающей среды достаточно надежным при проведении исследований показал себя устьевой манометр-термометр типа УМТ-01, который предназначен для регистрации давления и температуры, проведения однократных и долговременных измереРисунок 6.2 – Автономный устьевой манометр-термометр УМТ-01 с выносным датчиком температуры ний, а также записи данных в энергонезависимую память. Прибор (рисунок 6.2) имеет необходимую индикацию для отображения давления и температуры, а также клавиатуру для ввода данных номера скважины, названия месторождения, номера цеха, оператора, ввода и изменения режимов работы. УМТ-01 имеет два основных режима работы. Первый режим – отключение, который необходим лишь для сохранения энергии источников питания, и на данном режиме прибор не производит никаких действий. Второй режим – режим регистрации давления и температуры и записи этих данных во встроенную память прибора. Режим может быть активным, совместно с отображением соответствующей информации на индикаторах, либо без отображения (используется для увеличения срока работы источников питания). Кроме того, прибор может просто отображать текущие данные давления и температуры на индикаторах либо на мониторе компьютера, без записи их во внутреннюю память. Манометр-термометр УМТ01 может работать до давления 40 МПа при приведенной погрешности 0,25 % и в диапазоне измеряемых температур минус 40 до плюс 65 оС. Чувствительность канала давления составляет 0,0001 МПа, температуры 0,001 оС. В приборе реализована возможность замены аккумуляторов без перерыва в его работе и расширена энергонезависимая память (до 2,170 млн. точек записи), что позволяет проводить длительные исследования. 193 Более полная информация об электронных устьевых манометрах-термометрах, применяемых при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин (таблица 6.4) приведена в Методической части Инструкции, а также в инструкциях по эксплуатации конкретных приборов. 6.1.2 Глубинные приборы для исследования скважин Для измерения давления и температуры в стволе скважины применяются глубинные манометры-термометры. В настоящее время механические глубинные манометры типа МГН и МСУ используются на месторождениях со сложными термобарическими условиями (аномально высокие пластовые давление и температура). Технические характеристики и конструктивные особенности данных приборов освещены в [6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5]. В настоящее время выпускается ряд глубинных электронных манометровтермометров, технические и метрологические характеристики которых представлены в таблице 6.5. Приборы характеризуются широким диапазоном измерения давления (до 100 МПа) и температуры (до 130 оС). Приведенная погрешность по давлению в зависимости от типа прибора изменяется от 0,1 до 0,25 %. Чувствительность электронных приборов (до 0,0001 МПа – по давлению, до 0,001 – по температуре) позволяет проводить точные измерения в высокопродуктивных газовых скважинах, где изменение забойного давления и температуры при проведении исследований скважин на различных режимах не превышает десятых долей МПа и сотых градуса Цельсия соответственно. Объем внутренней памяти приборов, превышающий сотни тысяч точек записи, и продолжительная автономная работа, позволяют проводить длительные исследования скважин без подъема прибора на поверхность. Глубинный прибор САФ.АМТВ позволяет проводить измерения и запоминание в энергонезависимую память не только значений давления и температуры, но и влажности (в процентах), что позволяет, достаточно точно определить уровень 194 Таблица 6.5 – Основные характеристики отечественных глубинных автономных манометров-термометров Глубинные автономные приборы для измерения давления и температуры Показатели МИКОН107 САМТ-02 МТГ-25 АМТ-08 ИМСП11 АЦМ-4 САФ.АМТ КСА-А236(28)-80/60 СКАТ-28 ПГА-1 Компания-производитель ООО «МИКОН» «Компания СИАМ», г. Томск БашНИПИнефть, г. Уфа ООО «НПП ГРАНТ» г.Уфа ОЭГ «Петросервис» г.Москва ПКФ «Геотех», г.Уфа ООО ППЛ «САФ», г.Уфа ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА», г.Уфа «АВТОН», г.Йошкарола НПЦ «Знание» г.Уфа Предел измерения давления, МПа 16; 25; 40; 60 25, 40, 60 10, 25, 40, 60, 100 16; 25; 40; 60, 100 16; 40; 60, 100 40, 60, 80, 100 60 16; 25; 40; 60 60 100 Максимальная рабочая о температура, С 100 125 100 125 125/150 50 120 120 125 95/125 Приведенная погрешность по давлению, % 0,25 0,15 0,1 0,25 0,1/0,25 0,15 0,25 0,1 0,1 0,25 Порог чувствительности по давлению, МПа 0,001 0,0001 0,0005 0,002 0,0008 0,0006 0,001 0,01 0,001 Абсолютная погрешо ность по температуре, С 1 0,2 0,4 0,25 0,5 1 0,5 0,4 0,5 Порог чувствительности о по температуре, С 0,006 0,001 0,003 0,01 0,01 - 0,003 0,05 0,003 Объем памяти, количество данных, тыс. точек 240 2170 114,5 20,4 250 495,6 212 32,7 420 704,5 Максимальная частота -1 измерения, с 1 1 1 1 0,3 1 1 1 1 1 Автономное питание, сут 180 300 900 90 600 310 - 90 720 Масса не более, кг 2 3 2,8/3,6 7 10 2 2 - 2 2,5 Диаметр, мм 28 28/32 25/28 25/32 32 20, 25, 28, 30 25 36(28) 28 32 Длина, мм 720 600 950 1235 1250 520 720 900 650 630 0,25 195 жидкости в стволе скважины. При работе в комплексе со счетчиком САФ.СПС2/СПС-3/СПС-5 прибор позволяет формировать отчет о распределении параметров по глубине. Некоторые приборы (типа МИКОН-107, МТГ-25, СКАТ-28) также совместимы с соответствующими датчиками глубины. Для обеспечения работы электронных манометров-термометров необходимо подключение их к персональному компьютеру, где установлено программное обеспечение, поставляемое компаниями производителями вместе с приборами. Это позволяет загрузить в прибор необходимую временную схему работы, где предусматривается длительность исследования и дискретность записи измеряемых параметров. С помощью таких программ можно предусмотреть возможность включения прибора либо вручную, либо по превышению давления, либо по времени. При считывании данных прибора графический интерфейс позволяет детально рассмотреть интересующие участки записи, а также провести обработку полученных данных. В программах имеется возможность экспортировать массивы данных в текстовые файлы или файлы стандартного табличного процессора, для дальнейшей интерпретации с помощью современных программных комплексов обработки и интерпретации результатов газогидродинамических исследований. Более полную информацию о технических и метрологических характеристиках электронных глубинных манометров-термометров, применяемых при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин (таблица 6.5), можно найти в инструкциях по эксплуатации конкретных приборов. Постоянно изменяющиеся конструктивные размеры приборов (в сторону уменьшения), и улучшающиеся технические и метрологические характеристики отечественных глубинных манометров-термометров позволят использовать их для проведения специальных исследований, таких как гидропрослушивание, исследование скважин с аномально высокими пластовыми давлением и температурой, контроль за перфорацией. В настоящее время для измерений высоких давлений и температур на месторождениях, характеризующимися аномально-высокими термобарическими условиями, применение обычных электронных приборов зачастую приводит к потере уникальной информации из-за отказа датчиков вследствие совместного влияния аномально высоких давлений и температур. Помимо механических манометров известных зарубежных фирмы KUSTER и Amerada (США), основные технические характеристики которых приведены в [6.1, 6.2], существует ряд глубинных манометров196 термометров для надежного измерения высоких давлений и температур в скважинах (таблица 6.6). Таблица 6.6 – Глубинные манометры-термометры для измерения высоких давлений и температур Показатели 200°C Quartz pressure gauge К10 Quarts HPHT PPS 28-200С Компания-производитель NanGall Energy KUSTER Company Pioneer Petroleum Services Inc. Электронный Электронный Электронный 137,9 206,8 175 Максимальная рабочая температура, о С 200 200 200 Приведенная погрешность по давлению, % от полной шкалы 0,025 0,02 0,015 0,00007 0,0019 <0,008 psi Абсолютная погрешность по темпео ратуре, С 0,5 0,2 0,2 Порог чувствительности по темперао туре, С 0,001 0,01 0,01 800 250 1000 - 1 0,1 Автономное питание, сут 25 - - Масса не более, кг 2,3 - - Диаметр, мм 32 31,75(38) 31,75 1220 1000 584 Тип Предел измерения давления, МПа Порог чувствительности по давлению, % от полной шкалы Объем памяти, количество данных, тыс. точек Максимальная частота измерения, с Длина, мм -1 Компанией «NanGall Energy» (Великобритания) предлагается глубинный манометр-термометр 200°C Quartz pressure gauge, компанией «KUSTER Company» (США) прибор К10 Quarts HPHT, которые используют для измерения кварцевые датчики. Компанией Pioneer Petroleum Services Inc. (Канада) для испытания скважин в условиях экстремально высоких давления и температуры (175 МПа и 175 оС) разработан манометр-термометр PPS 28-200C. Особое применение прибор может найти при контроле гидроразрыва пласта, перфорационных работ. Новаторская механическая и электронная конструкция обеспечивает такие особенности как система компаундного уплотнения для двойной защиты с использованием металлического и резинового уплотнительных колец. Малые конструктивные размеры прибора позволяют проводить опробование скважин испытателем на трубах. 197 В рамках специальных исследований скважин, наряду с давлением и температурой, в скважине измеряют ряд дополнительных параметров, такие как индикация муфтовых соединений, естественное гамма-излучение, скорость потока газа и жидкости, диэлектрическая проницаемость, уровень акустического шума. Для этого применяют многоканальные геофизические приборы, которые могут быть спущены в скважину на скребковой проволоке, каротажном кабеле или трубах. Появление автономных многоканальных приборов такого типа позволяет без использования громоздкого геофизического оборудования (кабель, лубрикатор, подъемник) получать дополнительную информацию по скважине при проведении стандартных газодинамических исследований. Основные технические характеристики многоканальных автономных приборов приведены в таблице 6.7. Таблица 6.7 – Основные характеристики многоканальных автономных приборов Многоканальные автономные приборы Показатели САКМАР-8 ГЕО-2М5 ДИНА-А ОАО НПФ ГЕОФИЗИКА ПКФ «Геотех» НПФ «Центргазгеофизика» Расходомер, температура, давление, локатор муфт, Расходомер, температура, давление, локатор муфт, Расходомер, температура, давление, локатор муфт, 0….60 0…80 0…80 +10….+100 0…50 -10…120 Расхода, м /час 2...100 20…20000 6…600 Резистивиметра, см/м 0,1…30 - - Термоиндикации 3 притока, м /час 0,1…10 - - 0…60 0…60 - Канал ГК, мкр/ч - 50 5…300 Отношение «сигналшум», канала локатора муфт, не менее 4:1 5:1 5:1 Автономное питание, сут 90 - - Длина, мм 2700 1320 2400 Масса, кг 15 8 - Компания-производитель Каналы измерений Давления, МПа Диапазон измерений о Температуры, С 3 Влагосодержание, % Автономный комплексный скважинный прибор «САКМАР-8» состоит из следующих модулей: базового, малого расходомера, резистивиметра и блока питания. 198 Базовый модуль содержит датчики давления, температуры, влагомера, термоиндикатора притока и локатора муфт. Автономный комплексный модернизированный прибор ГЕО-2М5 спускается в скважину на проволоке диаметром (1,8–2,5) мм и проводит регистрацию пяти параметров (давление, температура, гамма-излучение, расходометрия, локация муфт). Существуют шестиканальный прибор с дополнительной термоиндикацией потока и семиканальный прибор с оснащением влагомером. Многоканальные автономные скважинные приборы газодинамического каротажа ДИНА-А предназначены для измерения температуры и избыточного давления в газовых, нефтяных и водяных скважинах, а также для индикации муфтовых соединений, естественного гамма-излучения, скорости потока газа и жидкости механическим расходомером, диэлектрической проницаемости и уровня акустического шума. Все приборы данного типа программируются на время задержки включения и выключения определенного канала для записи в память. Информация с датчиков поступает в блок памяти глубинных приборов, где хранится в течение всего времени измерения. Питание осуществляется от литиевых батарей или от аккумуляторов. После подъема прибора информация поступает в компьютер, где происходит обработка полученных результатов измерений и контроль их на экране в виде стандартного геофизического материала с привязкой по глубинам. 6.1.3 Поверка и калибровка манометров-термометров Поверка манометров всех типов проводится с целью определения зависимости между измеряемым давлением и показанием прибора. При этом определяется погрешность прибора, порог чувствительности и температурная поправка. Все эти данные заносятся в паспорт прибора. Поверки средств измерений подразделяются на: государственные, проводимые органами Государственной метрологической службы; ведомственные, проводимые ведомственными органами метрологической службы; первичные, проводимые при выпуске средств измерений из производства или ремонта; периодические, проводимые при эксплуатации и хранении средств измерений через определенные промежутки времени; внеочередные, проводимые до наступления срока очередной периодической поверки; инспекционные, проводимые при ревизии средств измерений. 199 Схема поверки глубинных манометров приведена на рисунке 6.3. При этом необходимо применять грузопоршневые манометры класса точности не ниже 0,05 и термостатирующую установку с максимальной температурой термостатирования не ниже верхнего предела рабочей температуры с точностью поддержания не ниже 2 оС. 1-термометр; 2-глубинный манометр; 3-баня; 4-шток с тарелкой; 5-образцовый манометр; 6-резервуар с маслом; 7-гидравлический пресс; 8-маховик Рисунок 6.3 – Схема поверки глубинных манометров Поверка манометра проводится при различных температурах. Давление изменяется ступенчато на каждой ступени изменения температуры. Проводятся измерения на прямом и обратном ходе (рисунок 6.4). Калибровка средства измерений выполняется с целью определения и подтверждения действительных значений метрологических характеристик и пригодности к применению средства измерений, не подлежащего государственному метрологическому контролю и надзору. Факт и результаты калибровки средства измерений удостоверяется сертификатом о калибровке, который выдается организацией, осуществляющей калибровку. 6.2 Устройства для измерения дебита скважины В практике проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин в основном используются расходомеры для измерения дебита газа. Дебиты конденсата и попутных вод измеряются либо по мере накопления тарированного объема между контрольными вентилями сепаратора, либо в атмосферных емкостях. 200 Цикл по температуре Цикл по давлению Время Рисунок 6.4 – График поверки манометров-термометров В ряде случаев, при использовании замерных сепарационных установок, для замера жидкости используют кориолисовые, ультразвуковые, вихревые и другие расходомеры. Основные типы расходомеров представлены на рисунке 6.5. Расходомер может быть снабжен счетчиком (интегратором), показывающим массу или объем вещества, прошедшего через прибор за определенный промежуток времени. Единицы измерения расхода могут быть объемные - м3/ч, м3/мин, л/мин и массовые кг/ч, т/ч. Расходомеры должны быть снабжены датчиками для измерения давления и температуры потока для приведения расхода к стандартным условиям. Расходомеры Метод переменного перепада давления Механического типа Тепловые Другие типы Диафрагменный Турбинный Горячая проволока Вихревой Труба Вентури Двигающийся поршень Мостовое сопротивление Электромагнитный Сопло Вентури Овальная шестерня Сопло ИСА 1932 Ультрозвуковой Кориолисовый Эллипсное сопло Рисунок 6.5 – Основные типы расходомеров 201 6.2.1 Расходомеры переменного перепада давления Наибольшее распространение в практике проведения промысловых исследований газовых и газоконденсатных скважин получили измерительные устройства, основанные на методе переменного перепада давления, имеющие ряд достоинств. Во-первых, они пригодны для измерения расхода однофазных и двухфазных сред при различных давлениях и температурах. Во-вторых, индивидуально изготовляется только преобразователь «расход-сужающее устройство». Все остальные части, в том числе дифманометр, и вторичный прибор, могут изготовляться серийно; их устройство не зависит ни от вида, ни от параметров измеряемой среды. В-третьих, отсутствует необходимость в образцовых установках для градуировки. Градуировочная характеристика стандартных сужающих устройств может быть определена расчётным путём. Наряду с этим, расходомеры с сужающими устройствами имеют ряд недостатков, наиболее существенным из которых является то, что между расходом и перепадом давления существует квадратичная зависимость, что, из-за высокой погрешности измерения, не позволяет измерять расход менее 30% от максимального значения. Это затрудняет использование этих приборов для измерения расходов, изменяющихся в широких диапазонах. Также, расходомеры, основанные на методе переменного перепада давления имеют ограниченную точность, причём погрешность измерения колеблется в пределах 1,5 - 3 % в зависимости от состояния сужающего устройства, диаметра трубопровода, постоянства давления и температуры измеряемой среды. Определение расхода среды методом переменного перепада давления основано на создании в измерительном трубопроводе с помощью стандартного сужающего устройства (СУ) местного сужения потока. При этом мерой расхода может служить разность давления. Устройства для измерения общего дебита, основанные на методе переменного перепада давления, делятся на два типа:– измерители докритического течения и диафрагменные измерители критического течения (ДИКТ). Измерители докритического течения состоят из двух основных узлов: устройства, в котором монтируется диафрагма, сопла, штуцеры и дифференциального манометра, с помощью которого измеряются (показываются, записываются, передаются) перепады давления на диафрагме и давления перед сужающим устройством. 202 К стандартным (нормализованным) сужающим устройствам относятся диафрагма, различные сопла и труба Вентури. Стандартная диафрагма – это тип сужающего устройства, выполненного в виде тонкого диска с отверстием, имеющим со стороны входа острую прямоугольную кромку. Технические требования к диафрагмам, а также к их установке регламентированы ГОСТ 8.586.2 – 2005. Сопло – это тип сужающего устройства, имеющего плавно сужающуюся часть на входе, переходящую на выходе в горловину. Согласно ГОСТ 8.586.3-2005 для измерения регламентируются три вида сопел: ИСА 1932, эллипсоидное и сопло Вентури. Применение труб Вентури зависит от их разновидности, обусловленной способом изготовления их входной конической части и профиля пересечения входного корпуса и горловины. Способы изготовления труб Вентури и границы их применения регламентированы ГОСТ 8.586.4-2005. Некоторые принципы расчетов расхода среды, проходящей через сужающие устройства, представлены в Методической части Инструкции. При выборе типа сужающего устройства необходимо учитывать их качественные характеристики (ГОСТ 8.586.1-2005), приведенные в таблице 6.8. На основании данных таблицы для измерения расхода и количества среды в измерительном трубопроводе внутренним диаметром свыше 100 мм предпочтительно применение диафрагм. Сопла ИСА 1932 рекомендуется применять, если определяющим условием выбора сужающего устройства является стабильность характеристик при длительной эксплуатации. Они могут обеспечивать наибольшую точность измерений относительно диафрагм в трубопроводах с небольшим диаметром. Сопла Вентури рекомендуется применять для надежного определения расхода и снижения потерь давления в измерительных системах. Трубы Вентури рекомендуется применять для измерения расхода загрязненных потоков, а также, если наряду с надежностью и малой потерей давления, требуются короткие прямолинейные участки до и после сужающего устройства. Также при выборе сужающего устройства необходимо руководствоваться следующими соображениями. Потеря давления в сужающих устройствах увеличивается в следующей последовательности: труба Вентури, длинное сопло Вентури, короткое сопло Вентури, сопло, диафрагма; при одних и тех же значениях относительных диаметров отверстий устройства (β), давления и прочих равных условиях. Сопло позволяет измерять больший расход, чем диафрагма, и обеспечивает более высокую точность измерения. Изменение или загрязнение входного 203 Таблица 6.8 – Качественные характеристики сужающих устройств Наименование типа СУ Характеристика сужающих устройств Достоинство Недостатки Диафрагма Простота в изготовлении и монтаже, может применяться в широком диапазоне чисел Re. Устанавливают на измерительный трубопровод внутренним диаметром от 50 до 1000 мм. Неопределенность коэффициента истечения диафрагм меньше, чем у других сужающих устройств. Наличие небольшого содержания конденсата практически не оказывает влияния на коэффициент истечения. В процессе эксплуатации неизбежно притупление входной кромки диафрагмы, что приводит к дополнительной прогрессирующей неопределенности коэффициента истечения, которая может быть существенной для диафрагм, устанавливаемых на трубопроводах менее 100 мм. Потери давления на диафрагмах выше, чем на других СУ. Сопло ИСА 1932 Обладает стабильными характеристиками при длительной эксплуатации, потери давления на нем меньше, чем на диафрагме. Могут иметь относительных диаметр отверстия до 0,8. Меньше чем диафрагма реагирует на турбулентные пульсации потока и обладает меньшей чувствительностью к шероховатости внутренних стенок измерительного трубопровода. В измерительном трубопроводе диаметром менее 100 мм может обеспечивать меньшую неопределенность результата измерения расхода среды, чем диафрагма за счет отсутствия поправки на притупление входной кромки. Является сложным в изготовлении. Применяют только на измерительном трубопроводе внутренним диаметром не более 630 мм. Отсутствуют экспериментальные данные по их иссле7 дованию при Re>10 . Неопределенность коэффициента истечения больше, чем у диафрагмы. Эллипсоидное сопло Обладает стабильными характеристиками при длительной эксплуатации. Потери давления на нем меньше, чем на диафрагме. Может иметь относительный диаметр отверстия до 0,8. Является сложным в изготовлении. Применяют только на измерительном трубопроводе внутренним диаметром не более 630 мм. Отсутствуют экспериментальные данные по их иссле7 дованию при Re>10 . Неопределенность коэффициента истечения достигает 2 %. Сопло Вентури Обладает стабильными характеристиками при длительной эксплуатации расходомера. Потери давления на нем значительно меньше, чем на диафрагме, сопле ИСА 1932 и эллипсоидном сопле. Коэффициент истечения не зависит от числа Re. Является сложным в изготовлении. Имеет узкий диапазон применения по числу Re. Имеет большую неопределенность коэффициента истечения. Труба Вентури Обладает стабильными характеристиками при длительной эксплуатации. Потери давления на ней значительно меньше, чем на диафрагме и сопле, а в некоторых случаях и сопле Вентури. Требуются короткие прямолинейные участки измерительного трубопровода. В проточной зоне отсутствуют застойные зоны, где могут скапливаться осадки. Допускается к применению в трубопроводах внутренним диаметром до 1200 мм. Является сложным в изготовлении и имеет большие размеры. . 204 профиля сужающего устройства в процессе эксплуатации влияет на коэффициент расхода диафрагмы в большей степени, чем на коэффициент расхода сопла. Перепад давления на СУ определяют подсоединением через соединительные трубки к отверстиям для отбора давления или к отверстиям в кольцевых камерах усреднения, служащим для передачи давления к средствам измерения, дифференциальным манометрам. При проведении исследований эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин в процессе разработки месторождения широкое распространение в последнее время получили сильфонные дифманометры с приводом диаграммного диска от часового механизма (например ДСС-712М1), которые устанавливаются на выходе с сепаратора на исследовательских линиях Рисунок 6.6 – Дифманометр сильфонный самопишущий УКПГ. Общий вид сильфонного дифманометра показан на рисунке 6.6. Конструктив- ные особенности сильфонного дифманометра и способы его подключения к измерительному трубопроводу приведены в Методической части Инструкции. В настоящее время в практике проведения промысловых исследований все больше используются электронные дифманометры (датчики перепада давлений), выпускаемые фирмами ПГ «Метран», Emerson Process Management (США), Yokogawa Electric Corporation (Япония). Приборы могут применяться для различных сред, и рассчитаны на широкий диапазон расходов, рабочих давлений и Рисунок 6.7 – датчик дифференциального давления модели EJA110A температур. Например, датчик дифференциального давления модели EJA110A фирмы Yokogawa Electric Corporation (рисунок 6.7) предназначен для измерения расхода жидкости, газа или пара, а так- же может быть использован для измерения уровня, плотности и давления. Его выходной сигнал 4-20 мА постоянного тока соответствует величине измеренного дифференциального давления. При наличии жидкокристаллического дисплея при205 бор может работать при температуре окружающей среды от минус 30 до плюс 80 оС. Максимальное рабочее давления в зависимости от комплектации достигает 16 МПа. Базовая точность прибора, включая влияние нелинейности, гистерезиса и повторяемости составляет 0,075 % шкалы. Типовые схемы присоединения измерительного преобразователя перепада давления или дифманометра при различном расположении трубопровода регламентированы ГОСТ 8.586.5-2005. При измерениях расхода влажного газа в схеме установки дифманометра применяются отстойные камеры. Отстойные камеры размещают в нижней точке соединительных трубок. Основное требование при измерении дебитов заключается в том, чтобы расход среды был постоянным или медленно изменяющимся во времени. Допускаются пульсации потока, если выполняется условие: 2 1 n   Рi  P   n i1  P 0,5  0,1 , (6.6) где n-число измерений перепада давления за интервал времени, принятый для оценки пульсации потока; i – номер измерения; Pi - значение перепада давления при i-м измерении; P  1 n  Pi – среднее значение перепада давления. n i1 При исследовании скважин используется метод измерения дебита диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ). При измерении дебита газа с помощью ДИКТа должно быть обеспечено критическое условие истечения газа через диафрагму. Условие критического истечения достигается тогда, когда давление до диафрагмы в 2 и более раз выше, чем давление после нее. При исследовании скважин ДИКТ обычно устанавливается на факельных (выкидных) линиях. На рисунках 6.8 – 6.9 приведены конструктивные размеры ДИКТов диаметром 50,8 и 101,16 мм, а также используемых диафрагм [6.6]. Диафрагмы должны периодически поверяться в метрологических сертифицированных лабораториях и центрах. Дебит газа при критическом истечении определяют по формулам, представленным в главе 3. Q CP ,  ОТН zT (6.7) 206 где Q – дебит газа, тыс. м3/сут; Р – абсолютное давление перед диафрагмой, кгс/см2; ρотн - относительная плотность газа по воздуху; Т – температура газа перед диафрагмой, К; z – коэффициент сверхсжимаемости при P и Т; С – коэффициент расхода; Δ – поправочный коэффициент, учитывающий изменения показателя адиабаты реального газа (для газовых месторождений Севера Тюменской области и при газоконденсатных исследованиях при давлениях ниже 5 МПа принимается равным 1). а) б) 1-отверстие для манометра; 2-отверстие для продувочного вентиля; 3-термометрический карман; 4-диафрагма Рисунок 6.8 – Диафрагменные измерители критического течения диаметром 50,8 мм (а) и 101,16 мм (б) а) б) Рисунок 6.9 – Диафрагмы, применяемые в диафрагменных измерителях критического течения диаметром 50,8 мм (а) и 101,16 мм (б) 207 Таблицы значений коэффициента С в зависимости от диаметра диафрагмы представлены в главе 3 и в [6.1, 6.2, 6.6]. Для приближенных расчетов дебита газа по ДИКТу в промысловых условиях целесообразно рассчитывать коэффициент С по следующим эмпирическим формулам:  для ДИКТа 50,8 мм C  0,189  d 2 (6.8)  для ДИКТа 101,16 мм C  0,184  d2 (6.9) где d – диаметр диафрагмы, мм. При проведении специальных газодинамических исследований газовых скважин, для замера дебита газа и удельного количественного содержания твердой и жидкой (до 2 см3/м3) фаз используется трубный сепаратор - установка «Надым» (рисунок 6.10), который изготавливается в соответствии с ТУ Рисунок 6.10 – Установка «Надым» 4318-036-00158758-99. «Надым-1» применяется при исследовании скважин с выпуском газа в атмосферу, «Надым-2М» – без выпуска. Отделение капельной влаги и механических примесей от газа проводится в двух секциях. Секция грубой очистки представляет собой горизонтальный прямоточный сепаратор центробежного типа с лопастным завихрителем. Секция тонкой очистки включает, кроме аналогичного завихрителя, металлокерамический фильтр. Измерение расхода очищенного газа осуществляется быстросменным сужающим устройством типа УСБ, при этом отделенная от газа жидкость с механическими примесями поступает в контейнеры. Контейнеры для сброса отсепарированной жидкости, содержащей примеси, крепятся к корпусу коллектора с помощью быстроразъемных соединений. Рабочее давление в установке до 16,0 МПа, пропускная способность по газу составляет 1,5 млн. м3/сут, по жидкости – до 2 см3/м3 при температуре окружающей среды от минус 50 до плюс 40 оС. Объем накапливаемой жидкости в емкости контейнера 0,012 – 0,014 м3. 208 6.2.2 Кориолисовые расходомеры Кориолисовыми называются расходомеры, в преобразователе расхода которых в процессе внешнего или внутреннего силового воздействия возникает кориолисовое ускорение, зависящее от расхода [6.7]. Кориолисовые расходомеры и плотномеры предназначены для прямого измерения массового расхода, плотности, температуры, вычисления объемного расхода жидкостей, газов и взвесей. Все измерения выполняются в реальном времени. Какого-либо дополнительного оборудования для измерений не требуется. Кроме высокой точности и повторяемости результатов измерений, сенсоры кориолисовых расходомеров характеризуются низкой стоимостью эксплуатации. Сенсоры не накладывают особых требований по монтажу, не требуют прямолинейных участков или специального оборудования для формирования потока, в них нет движущихся деталей. Кориолисовый расходомер состоит из датчика расхода (сенсора) и преобразователя. Принципиальная схема подключения кориолисовых расходомеров представлена на рисунок 6.11. Сенсор напрямую измеряет расход, плотность среды и температуру сенсорных трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартные выходные сигналы. Измеряемая среда, поступающая в сенсор, Рисунок 6.11 – Схема подключения кориолисового расходомера разделяется на равные половины, протекающие через каждую из сенсорных трубок. Движение задаю- щей катушки приводит к тому, что трубки колеблются вверх-вниз в противоположном направлении друг к другу. Как результат изгиба сенсорных трубок генерируемые детекторами сигналы не совпадают по фазе, так как сигнал с входного детектора запаздывает по отношению к сигналу с выходного детектора. Разница во времени между сигналами (ΔT) измеряется в микросекундах и прямо пропорциональна массовому расходу. Чем больше ΔT, тем больше массовый расход. 209 В практике проведения промысловых исследований газоконденсатных скважин кориолисовые расходомеры устанавливают на линиях выхода газа и конденсата из сепаратора. Кориолисовые расходомеры выпускаются рядом компаний ПГ «Метран», Emerson Process Management (США), АВВ. ПГ "Метран" совместно с компанией Emerson Process Management (США) выпускает кориолисовые расходомеры серии Метран360 (рисунок 6.12), обладающий всеми достоинствами кориолисовых расходомеров. Измеряемая среда расходомера: газы, от сверхлегких (Н2), жидкости (в том числе агрессивные), эмульсии, суспензии, взвеси, тяжелые и высоРисунок 6.12 – Конструкция расходомера Метран-360 ковязкие среды (сырая нефть, мазут, битум, гудрон). Рабочее избыточное давление в тру- бопроводе в зависимости от серии расходомера может достигать 15,8 МПа. Условный диаметр трубопровода при измерении до 100 мм. Пределы основной относительной погрешности измерений массового и объемного расходов жидкостей до ±0,2%; газов до ± 0,5%. Средний срок службы прибора 18 лет, межповерочный интервал 4 года. 6.2.3 Ультразвуковые расходомеры Ультразвуковые расходомеры основаны на измерении, зависящем от расхода, того или иного акустического эффекта, возникающего при проходе ультразвуковых колебаний через поток жидкости или газа. В настоящее время применяются две разновидности ультразвуковых расходомеров: расходомеры, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой (время - импульсный метод измерения), и расходомеры, основанные на эффекте Доплера. Одновременное наличие двух методов измерения в акустических расходомерах, время - импульсного и доплеровского, позволяет измерять расход любых одно- и многофазных сред, таких как: вода, нефть, масло, щелочи, кислоты, конденсат, суспензии, газ (при давлении более 4 МПа). Отсутствие контакта с контролируемым потоком позволяет измерять с помощью акустических расходомеров расход любых агрессивных сред. Отсутствие движущихся частей увеличивает срок службы прибора. 210 Компаниями Controlotron Ltd., Thermo Electron Corporation, GE Panametrics, Invert Electric Systems, Micronics Ltd. выпускаются различные типы ультразвуковых расходомеров, предназначенных как для коммерческого учета нефти и газа, так и для разовых измерений (портативные расходомеры). Например, серия 1010GC (рисунок 6.13) это новейшая разработка в семействе бесконтактных ультразвуковых расходомеров Controlotron 1010. Созданные на основе широколучевой технологии Wide-Beam, эти приборы предназначены для: ведения коммерческого и Рисунок 6.13 - расходомеры Controlotron серии 1010GC для газов оперативного учета природного или технологического газа, воздуха на объектах газопромышленного комплекса, измерения расхода в стальных и пластиковых трубах с диаметром от 50 до 1400 мм с потоками высокого и низкого давления. Расходомеры пригодны также для измерения расхода многофазных сред (газ и жидкая фаза), обеспечивают стабильное измерение при наличии жидкой фазы до 30% и измеряют её содержание с точностью около 5%. Приборы серии 1010 GC позволяют определять: массовый и объемный расходы; суммарный объемный и массовый расход; плотность; температуру среды; присутствие в газе жидкой фазы; а также представляют отчет о полной и текущей диагностике. 6.3 Оборудование для спуска глубинных приборов На рисунке 6.14 показано устье скважины, оборудованное для проведения глубинных замеров. К основным элементам оборудования, применяемого при спуске глубинных приборов для исследования скважин, относятся: глубинная лебедка (6), установленная на автомобиле и оборудованная специальной проволокой (5), и лубрикатор (3), предназначенный для безаварийного проведения исследовательских работ на скважинах с избыточным давлением на устье. Лубрикатор оборудуется направляющими роликами (4), запорным краном (1) и контрольным манометром (2). В настоящее время отечественными производителями глубинных лебедок в зависимости от климатического исполнения, наличия или отсутствия межпромысловых дорог, глубины и давления в скважине широко представлены лебедки, смонтирован- 211 ные как на шасси различных автомобилей с приводом от двигателей внутреннего сгорания, так и малогабаритные переносные автономные с различными типами привода. Основные классификации глубинных лебедок представлены в таблице 6.9. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 спускоподъемные операции следует проводить с применением ле- 3 4 2 1 5 бедки с гидравлическим приводом, обеспечивающим вращение барабана в любых 6 диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на проволоку. Допускается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на проволоку по манометру, установленному на пульте оператора. При применении электропривода контроль натяжения проволоки электромеханический со световой сигнализацией. Рисунок 6.14 – Оборудование устья скважины для проведения глубинных замеров В гидравлическом исполнении отбор мощности на привод насоса осуществляется от фланца коробки дополнительного отбора мощности (ДОМ). Привод гидронасоса через цепную передачу соединен с фланцем коробки ДОМ. Гидронасос связан трубопроводами с гидромотором, создающим крутящий момент для вращения барабана с проволокой. Насос создает энергию давления рабочей жидкости, которая поступает в гидромотор и вновь преобразуется в механическую энергию. Наличие гидравлической связи между двигателем шасси и лебедкой обеспечивает возможность бесступенчатого регулирования в широком диапазоне скоростей, быстрый разгон барабана лебедки после остановки. Гидравлическая лебедка может быть смонтирована на шасси различных транспортных средств, имеющих коробку ДОМ, либо на санях (в мобильном исполнении), в таком случае приводом лебедки является тяговый электродвигатель. 212 Таблица 6.9 – Основные классификации глубинных лебедок Основные характеристики по типу привода по мобильности по принципу укладки проволоки многофункциональность Параметр гидравлические механические с приводом от коробки ДОМ механические с электроприводом самоходные несамоходные мобильные автоматический ручной сменные барабаны один барабан В механическом исполнении лебедка устанавливается в кузове автомобиля, имеющего коробку ДОМ. Передача вращения к барабану лебедки осуществляется от двигателя автомобиля. Регулирование скорости подъема глубинных приборов проводится путём изменения числа оборотов двигателя и ступеней трансмиссии автомобиля. При установке на автомобили без коробки ДОМ передача вращения осуществляется от встроенного регулируемого электропривода постоянного или переменного тока. Использование электропривода мощностью от 1,5 до 2,2 кВт позволяет плавно регулировать скорость подъема. В соответствие с классификацией таблицы 6.9 самоходное спускоподъемное оборудование (СПО) устанавливается на шасси вездеходов, гусеничных транспортёров, а также различных транспортных средств для работ в местностях, где возможен проезд автомобильного транспорта. Несамоходное СПО устанавливается на санях в едином кузове для транспортировки вертолетом. Для труднодоступных районов используются мобильные лебедки, обладающие меньшим весом, и, как правило, изготавливаемые собственными силами. Транспортировка малогабаритных лебедок может осуществляться любым видом транспорта. Все выпускаемые лебедки по климатическим условиям должны соответствовать требованиям ГОСТ 16350-80, ГОСТ 15150-69 для условий умеренного и холодного микроклиматических районов при температуре окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С и относительной влажности 80%, то есть изготавливаться в исполнении УХЛ для категории изделия 3. 213 В качестве примера рассмотрим возможности одной из установок (рисунок 6.15). . Рисунок 6.15 – Установка для гидродинамических исследований скважин с гидравлическим приводом Кузов установки для исследования скважин разделен поперечной перегородкой на два отсека: лебедочный отсек и отсек оператора. В перегородке, разделяющей отсеки, выполнен оконный проем, обеспечивающий наблюдение за верхней частью барабана, устьем скважины и лубрикатором, и дверной проем для сообщения отсеков. В кузове имеются наружные двери, ведущие в лебедочный отсек (двустворчатая дверь) и ведущая в отсек оператора (боковая одностворчатая дверь). В отсеке оператора установлены: пульт управления, в котором размещены система контроля глубины и скорости с цифровой индикацией, с системой контроля режимов работы двигателя автомобиля. В пульте управления размещены также узлы управления лебёдкой (регулирование скорости, тормоз, переключатель редуктора). Автомобиль оборудован автономным отопителем на дизельном или бензиновом топливе. Здесь же имеются диван-рундук, шкаф для одежды, стул оператора с поворотным сидением, верстак с тисками, система управления отопителем и вентиляцией, переговорное устройство с водителем, громкая связь, плафоны освещения. Краткое описание установок, технические характеристики и конструктивные особенности глубинных лебедок, используемых при проведении исследований скважин, представлены в Методической части Инструкции. 214 Принципиальная схема лубрика7 10 тора, используемого для спуска глубин- 8 ных приборов на проволоке представ- 6 лена на рисунке 6.16. Лубрикатор состоит из корпуса (1), изготавливаемого, как правило, из лифтовой трубы диаметром 73 мм. С фонтанной арматурой 1 лубрикатор соединяется через фланце- 4 9 вое соединение (2), со стальной коль- 2 цевой прокладкой (3) восьмиугольного сечения, шпильками (4) и гайками (5) по 5 3 13 11 12 ГОСТ 28919-91. Для герметизации устья скважины при проведении спускоподъемных операций применяют сальниковое устройство, состоящее из корпуса (6) с сальниковой набивкой (7), и нажимным болтом (8). Используемая Рисунок 6.16– Схема лубрикатора для спуска глубинных приборов на проволоке сальниковая набивка по ГОСТ 5152-84 марки АП – 31, представляет собой эластичный шнур круглого сечения, скрученный из асбестовой нити, пропитанный жироантифрикционным составом, графитированный. Проволока (9) с глубинным оборудованием по направляющему (10) и оттяжному (11) роликам поступает в скважину. Оттяжной ролик, как правило, устанавливают у основания фонтанной арматуры. После закрытия буферной задвижки, для извлечения глубинного оборудования, необходимо снизить давление до атмосферного через вентиль (12). Контроль за давлением в лубрикаторе производится по манометру (13). По условиям эксплуатации лубрикатор соответствует исполнению «У» категории 1.1. по ГОСТ 15150-69 и предназначен для работы при температурах окружающей среды от минус 40 оС до плюс 50 0С и относительной влажности воздуха до 98 % при плюс 25 оС. Широкое применение в процессе проведении газогидродинамических исследований скважин получил устьевой сальник с аварийным захватом глубинных прибо215 ров (рисунок 6.17), предназначенный для герметизации лубрикатора и захвата приборов в случае их обрыва по узлу подвески от удара о корпус сальника. К основным элементам устьевого сальника относятся: корпус сальника (1), корпус замка (2), улавлива1 ющие глубинный прибор «собачки» (3), пружинное 2 кольцо (4). На рисунке 6.17 показан узел подвески (5) 3 скважинного прибора (6). 4 5 Конструкция устройства аварийного захвата предусматривает эксплуатацию со всеми типами со6 временных глубинных манометров и пробоотборников. Для проведения спускоподъемных операций при- Рисунок 6.17– Устьевой сальник с аварийным захватом меняется проволока стальная канатная по ГОСТ 737279, диаметром от 1,8 до 2,5 мм. По виду поверхности используемая проволока без покрытия, по механиче- ским свойствам марки «В», по временному сопротивлению разрыву от 1176 (120) до 1960 (200) МПа (кгс/мм2). Проволока должна изготавливаться из углеродистой канатной катанки, на поверхности проволоки без покрытия не должно быть трещин, закатов, раковин и ржавчины. При наличии в продукции скважины агрессивных неуглеводородных компонентов (Н2S, СО2) используется проволока с маркой стали 10Х17Н13М2Т, выпускаемая Белорецким металлургическим комбинатом по ТУ 14-4-1287-84 при содержании Н2S до 6 % и по ТУ 14-4-1615-90 при содержании Н2S до 25 %. Диаметр проволоки соответственно от 1,8 до 2,5 мм, временное сопротивление разрыву не ниже 1470 (150) МПа (кгс/мм2). Вся проволока, используемая при проведении исследований, должна иметь сертификат качества с указанием производителя, ГОСТа или ТУ на продукцию, номера партии, а также даты выдачи сертификата с подписью и штампом отдела технического контроля. 6.4 Сепарационные замерные установки Для исследований газоконденсатных скважин широко используются контрольные сепараторы типа ГС, технические характеристики которых представлены в таблице 6.10 и на рисунке 6.18. Газосепараторы сетчатые (ТУУ 29.2-00220285-039-2002) 216 Таблица 6.10 – Технические характеристики газосепараторов сетчатых ГС 1-2 3 Объем, м Диаметр Давление Поверхвнутренусловное ность Рабо- Номи2 2 ний МПа (кгс/см ) чий нальный нагрева, м ГС1-600 ГС1-800 ГС2-1200 ГС2-1600 ГС2-1800 ГС2-2000 2,5(25) 4,0(40) 6,4(64) 1,6(16) 2,5(25) 4,0(40) 6,4(64) 1,0(10) 1,6(16) 2,5(25) 4,0(40) 6,4(64) 8,8(88) 0,6(6) 1,0(10) 1,6(16) 2,5(25) 4,0(40) 6,4(64) 8,8(88) 1,0(10) 1,6(16) 2,5(25) 4,0(40) 6,4(64) 8,8(88) 0,27 0,80 0,80 0,50 1,60 1,18 1,3 4,0 1,4 2,5 8,0 2,0 2,5 8,0 2,0 4,2 16,0 3,0 ГС-1 H H1 3350 2200 3415 3510 3745 3735 2500 3865 4050 4510 4550 4630 3400 4710 4820 4950 5150 3800 5180 5260 5350 5450 3800 5710 5900 6260 6290 6410 4500 6560 6920 7100 h h1 D1 390 394 450 520 400 470 473 500 720 795 505 555 510 570 530 575 590 600 620 610 635 640 670 655 635 670 355 670 735 700 765 705 775 1410 740 965 780 1010 770 910 800 935 805 945 1810 835 980 870 1225 900 1255 D 19 24 Масса, кг не более 850 1150 1600 1150 1300 1900 3000 - - - - 35 42 4750 6300 10000 13400 4950 6100 8100 11900 17400 23600 ГС-2 Условные обозначения: 1 - корпус, 2 - днище, 3 - опора, 4 - подогреватель, 5 - насадка, 6 - коагулятор, лист защитный Рисунок 6.18 – Газосепараторы сетчатые (ГС 1-2) 217 предназначены для окончательной очистки природного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках, используемых при закачке и отборе газа на месторождениях. В вертикальном сепараторе продукция скважины подается через боковой тангенциальный ввод, для улучшения условий выделения жидкой фазы предусмотрено изменение направления потока продукции скважины. Выделившаяся при этом жидкость накапливается в нижней части сепаратора, откуда периодически удаляется через дренажную линию. В верхней части сепаратора установлена жалюзийная насадка, пространство ниже насадки и кольцевого ввода продукции скважины используется для гравитационного осаждения частиц в жидкости. Горизонтальные сепараторы по устройству сходны с вертикальными. Для отсепарированной жидкости, как правило, используется самостоятельный сосуд, расположенный вдоль сепаратора, связанный с ним сливными патрубками. На входе в сепаратор предусмотрен циклонный элемент. Климатическое исполнение сепараторов – ХЛ и УХЛ, категория исполнения изделия – 1 по ГОСТ 15150. Газосепараторы сетчатые по ТУУ 29.2-00220285-039-2002 (ГП 1087.00.000) предназначены для работы с давлением от 0,6 до 8,8 МПа, обеспечивающие в зависимости от условий применения производительность от 0,05 до 5,6 млн. м3/сут. Температура рабочей среды от минус 30 до плюс 100 оС, содержание жидкости, 3 3 поступающей 200 см /м . в газосепаратор Регламентируемый унос с газом, жидкости из не должно газосепаратора превышать не более 20 см3/1000 м3 газа. Техническое условие ТУУ 29.2-00220285-039-2002 устанавливает два типа сетчатых газосепараторов (рисунок 6.18): цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъемом (ГС-1), диаметром 600; 800 мм на условные давления от 1,6 до 8,8 МПа, производительностью от 0,05 до 0,95 млн. м 3/сут и цилиндрические вертикальные (ГС-2) диаметром 1200, 1600, 2000 мм на условные давления от 0,6 до 8,8 МПа, производительностью от 0,2 до 5,6 млн. м3/сут. В зависимости от районов расположения месторождений газосепараторы изготавливаются в 2-х вариантах (таблица 6.11): 1 - (для районов со средней температурой наиболее холодной пятидневки не ниже минус 40 оС), 2 – (для районов со средней температурой наиболее холодной пятидневки не ниже минус 60 оС). Пример условного обозначения газосепаратора сетчатого типа 1 на условное давление 6,4 МПа (64 кгс/см2), диаметром 800 мм, материального исполнения 1: 218 ГС 1-6,4-800-1. Обозначение того же газосепаратора в случае его термообработки по условиям коррозионного растрескивания: ГС 1-6,4-800-1-Т, обозначение того же газосепаратора, подлежащего теплоизоляции: ГС 1-6,4-800-1-И. Обозначение того же газосепаратора в случае его термообработки и теплоизоляции: ГС 1-6,4-800-1-Т-И. Таблица 6.11 - Материальное исполнение элементов газосепараторов Исполнение по материалам 1 Наименование сборочных единиц и деталей 2 Средняя температура самой холодной пятидневки, К (°С) ниже 233 (минус 40) до 233 (минус 40) до 213 (минус 60) Марка стали, обозначение стандарта Корпус днища 16ГС ГОСТ 5520-79 09Г2С ГОСТ 5520-79 Внутренние устройства из листовой стали и уголкового проката ВСстЗпс2 ГОСТ 380*2 71 09Г2С ГОСТ 5520-79 Сетчатый рукав Трубы Крепеж внутренних устройств Сливные. Штуцеров, Подогревателя привариваемый непривариваемый Заглушки, ответные фланцы с резьбой 12Х18Н1ОТ ГОСТ 5632-72 20 ГОСТ 1060-74 10Г2 ГОСТ 4543-71 08X13 ГОСТ 5632-72 12X13 ГОСТ 5632-72 20 ГОСТ 1050-74 10Г2 ГОСТ 4543-71 Учитывая периодический характер исследования скважин, а также необходимость обеспечения сбора и обработки информации о большом количестве размещенных на различных площадях объектов, отечественными производителями сепарационного оборудования были разработаны и изготовлены передвижные установки, также нашедшие широкое применение на предприятиях ОАО “Газпром”. ЗАО «Тюменский региональный инженерно-инновационный центр» (ТРИИЦ) на базе завода-изготовителя ОАО «Нефтемаш» выпускается установка для исследования газоконденсатных скважин 177Р-2.00.000 РЭ (рисунок 6.19). Технические характеристики установки приведены в таблице 6.12. В состав установки входит входной узел редуцирования с дросселем и КИП, теплообменник, линия редуцирования с системой ввода метанола, дросселем и КИП, сепаратор исследовательский, выходная газовая линия с пробоотборником, КИП и диафрагменным измерителем критического сечения ДИКТ 50 (100) мм, емкость для конденсата. Сепарационная установка оснащается манометрами, термометрами и контейнерами для отбора проб. 219 Установка предназначена для эксплуатации в районах с умеренным и холодным климатом, исполнение УХЛ1 по ГОСТ 15150-69. Рабочее давление в сепараторе (после редуцирования) 10,0 МПа, пропускная способность по газу составляет 0,6 млн. м3/сут, КГФ - до 400 г/м3. Регламентируемый унос жидкости в газе сепарации не более 0,5 г/м3. Максимальная температура рабочей среды не более 70 о С, температура окружающей среды – от ми- Рисунок 6.19 – Установка для газоконденсатных исследований 177Р-2.00.000 РЭ нус 60 до плюс 45 оС. Объем накапливаемой жидкости в емкости конденсатосборника 0,5 – 1,6 м3. Тип сепарирующего элемента установки: последовательно установленные циклонный и гравитационный элементы. Установка работает следующим образом: газ из скважины поступает по входному трубопроводу в теплообменник. В теплообменнике газ нагревается, проходя по трубному пучку, омываемому теплоносителем. Далее газ направляется во входной трубопровод исследовательского сепаратора. Требуемый режим работы (давление) теплообменника и сепаратора задается дросселями. Затем газ проходит через коагулятор, служащий для частичной очистки от паров влаги, и поступает в сепаратор, где происходит окончательная очистка от паров влаги посредством завихрителя и сепарирующих элементов. Из сепаратора газ по выходному трубопроводу поступает на ДИКТ и факел. Жидкая фаза из конденсатосборника сепаратора поступает в ёмкость, где происходит ее учет. Отличительными особенностями данной установки являются наличие в ее технологической схеме теплообменника и коагулятора, позволяющего конденсировать пары жидкой фазы в более крупные капли. ОАО «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры» (ЦКБН) для собственных нужд ОАО «Томскгазпром» разработало в 2000 г. сепарационную установку для газоконденсатных исследований скважин ГП 1922.01, два комплекта которой было изготовлено на заводе «DKJ East» (Венгрия) (рисунке 6.20). Рисунок 6.20 - Блок сепаратора для газоконденсатных исследований ГП 1922.01 Установка состоит из двух передвижных блоков: технологической части, смонтированной 220 на базе прицепа, имеющей первичные приборы и измерительной части, имеющей устройство ввода-вывода информации с переносным компьютером, который установлен в автомобиле для исследования скважин. В состав установки ГП 1922.01 входит сепаратор, конденсатосборник и атмосферная емкость. Дебит, давление и температура газа сепарации измеряются многопараметрическим датчиком Multivariable (Fisher-Rosemount) с номинальной точностью измерений, равной  1% ,  0,25% и  1,2% , соответственно. Массовый расход и плотность КГН измеряются с помощью кориолисового расходомера Micro Motion (Fisher-Rosemount) с точностью измерения расхода  0,15 % , плотности  0,004 г/м3. На передвижной установке оборудованы места отбора проб газа сепарации, стабильного и нестабильного конденсата, воды. Блок эксплуатируется в условиях макроклиматического района с холодным климатом, исполнение ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Рабочее давление в сепараторе до 20,0 МПа, пропускная способность по газу составляет 0,77 млн. м3/сут, по жидкости – до 170 м3/сут (220 г/м3). Унос жидкости в газе сепарации не более 3 г/м3. Объем накапливаемой жидкости в емкости конденсатосборника – 1,8 м3, объем атмосферной емкости – 0,8 м3/сут. Тип сепарирующего элемента установки: прямоточный центробежный. Установка работает следующим образом: газоконденсатная смесь поступает в конденсатосборник, где происходит первичное отделение капельной жидкости, далее газ поступает в горизонтальный сепаратор, оборудованный прямоточным центробежным элементом, где проходит окончательная осушка. Выделившийся в сепараторе конденсат стекает в конденсатосборник. Газ сепарации и жидкость после прохождения замерных узлов, соединяются в один поток, который может отводится на установку подготовки газа или на факел. Преимуществами проведения газоконденсатных исследований при помощи передвижного блока сепаратора являются: возможность полной утилизации углеводородного сырья, получение более достоверной информации вследствие применения современных датчиков и расходомеров, высокая мобильность. Более подробный обзор газосепараторных установок представлен в Методической части Инструкции (раздел 8). 221 6.5 Оборудование для отбора поверхностных проб газа и конден- сата При проведении газоконденсатных исследований осуществляется отбор проб газа, конденсата и попутной жидкости. Пробы отбираются в специальные пробоотборные устройства (контейнеры), обеспечивающие соблюдение технологии отбора и сохранность исходного состава отобранной пробы, посредством надежной герметизации при текущих условиях отбора. Отобранные пробы доставляются в лабораторию для проведения аналитических и экспериментальных исследований, обеспечивающих получение необходимой информации о составе и свойствах добываемых флюидов. При исследовании газоконденсатных скважин пробы газа отбирают после сепаратора из газовой линии, пробы сырого и дегазированного конденсата отбирают с помощью контрольного вентиля, расположенного в полости конденсатосборника сепарирующего устройства. Выбор типа пробоотборного устройства и его объема зависит от задач исследований. Так, при отборе проб для составления рекомбинированных образцов используют пробоотборные устройства большего объема, что позволяет проводить серию экспериментов на установке фазовых равновесий. Пробоотборные устройства, предназначенные для отбора проб газа, подразделяются на два типа: проточные и непроточные, для отбора проб сырого конденсата – на проточные и поршневые. Для отбора проб газа используют контейнеры проточного типа объемом от 0,1 до 1 дм3, а также непроточные или проточные баллоны объемом 10, 20 и 40 дм 3. Пробы КГН отбирают в контейнеры проточного типа объемом 0,1 - 1 дм3 и в поршневые контейнеры объемом 0,8 и 1 дм3 (рисунки 6.21 и 6.22). Для отбора проб дегазированного конденсата и попутной жидкости используют пластиковые емкости. С целью не допущения искажения представительности пробы по составу все пробоотборные устройства должны быть предварительно подготовлены к отбору. Предварительная подготовка включает в себя мероприятия по промывке, продувке, сушке и предварительном вакуумировании контейнеров. Баллоны перед использованием для отбора проб также вакуумируют. Общие сведения о пробоотборных средствах, используемых на практике, представлены в Методической части Инструкции (раздел 8.5), где приведены сведения об 222 оборудовании, выпускаемом зарубежными компаниями, которое может быть использовано для отбора проб пластовых флюидов. а) б) Рисунок 6.21 – Проточные (а) и непроточные баллоны (б) для отбора проб газа под давлением а) б) Рисунок 6.22 – Проточные и поршневые контейнеры для отбора проб жидкости и газа под давлением 223 Cписок использованных в главе 6 источников 6.1 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. – М.: Недра, 1980. – 301 с. 6.2 Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. – М.: Наука, 1995. – 523 с. 6.3 Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. Изд. 2-е, переработанное. М.: Недра, 1979. – 344 с. 6.4 Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973. – 344 с. 6.5 Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов: Справочник рабочего. М.: Недра, 1989. – 271 с. 6.6. Инструкция по исследованию газовых скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 110 с. 6.7 Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. Изд. 3-е, переработ. и доп. - Л., Машиностроение, 1975. – 775 с. 224