Глубинный дистанционный манометр

Требования к глубинным манометрам.

Вследствие специфических условий эксплуатации в нефтяных и газовых скважинах глубинные манометры должны отвечать следующим требованиям.

. Наружный диаметр глубинных манометров должен обеспечить возможность спуска прибора в насосно-компрессорные трубы, по которым в процессе измерения не прекращается добыча нефти. При большем диаметре спуск прибора в работающую фонтанную скважину затруднителен.

. Глубинный манометр эксплуатируется, находясь целиком в измеряемой среде. Поэтому ряд узлов надо герметизировать и предохранять от проникновения жидкости и газов под высоким давлением.

. Узлы и детали прибора, электрические и чувствительные элементы не должны изменять своих характеристик при воздействии высокой температуры окружающей среды в скважине, которая может достигать в некоторых случаях 200° С.

. Детали глубинных манометров должны быть изготовлены из коррозионностойких материалов или иметь соответствующие покрытия, предохраняющие от воздействия жидкостей в скважине (нефти и пластовых вод).

. Чувствительные элементы прибора должны быть предохранены от повреждений при ударах и толчках прибора в процессе спуска его в скважину.

Необходимо обеспечить высокую точность измерения при всех неблагоприятных условиях эксплуатации прибора.

Глубинный дистанционный манометр

Достоинством глубинных дистанционных манометров являются: 1) практически неограниченное время пребывания измерительного устройства в скважине, что весьма важно при исследовании неустановившихся процессов в пласте; 2) возможность наблюдать на поверхности значение изменяющегося давления в процессе его измерения; 3) возможность дистанционного контроля с диспетчерского пункта.

Дистанционный глубинный манометр состоит из глубинного снаряда, в котором расположены чувствительный элемент и преобразователь, канала связи и вторичного прибора. Наиболее удобным методом телепередачи для глубинных дистанционных манометров следует считать частотный и импульсный, при которых параметры канала связи существенно не влияют на погрешность системы телеизмерения.

Рисунок 1. Схема устройства преобразователя дистанционного глубинного манометра УДГМ-3

Схема устройства преобразователя показана на рис. 1. В основании 2 жестко закреплены неподвижные концы трубчатых пружин 1, подвижные концы которых соединены упругой перемычкой 9. Давление внешней среды через штуцер 11, капилляр 10 и канал 7 действует на внутреннюю полость пружин 1, которые стремятся распрямиться и натягивают упругую перемычку 9 силой, пропорциональной измеряемому давлению.

В основании 2 помещаются электромагнит 8, служащий для возбуждения упругих колебаний в перемычке, и электромагниты 3, предназначенные для преобразования этих колебаний в э. д. с. Катушки электромагнитов 3 включены последовательно. К выходам электромагнитов и к входу электромагнита 5 с помощью контактов 4 подключен усилитель (на рисунке не показан). В этом случае преобразователь работает в режиме незатухающих колебаний. Частота колебаний определяется по формуле

f=1/2l*(s/r)^1/2 (1)

где l - длина перемычки; р - плотность материала, из которого изготовлена перемычка; s - натяжение перемычки.

Натяжение перемычки создается трубчатыми пружинами 1 под действием измеряемого давления. Таким образом, натяжение перемычки s пропорционально измеряемому давлению, а следовательно, и частота f также пропорциональна измеряемому давлению.

В случае работы преобразователя в режиме затухающих колебаний используется только электромагнит 8. В него посылается короткий импульс тока, приводящий упругую перемычку в колебание. После исчезновения импульса возбуждения в электромагните 8 наводится э. д. с. переменного тока, имеющая частоту, равную частоте собственных колебаний перемычки. На концах трубчатых пружин помещены грузы 6 с регулируемой массой. Регулировка массы грузов осуществляется изменением массы свинца 5. Трубчатая пружина 1 и упругая перемычка 9 выполнены целиком из одного стержня, изготовленного из сплава с малым температурным коэффициентом модуля упругости. Из этого же материала изготовлено основание 2.

Датчик собран в герметичном вакуумированном корпусе 12. Вторичный прибор состоит из конденсаторного преобразователя частоты и потенциометра или цифрового частотомера. Конденсаторный частотомер преобразует поступающую на его вход частоту в пропорциональный ей разрядный ток конденсатора.

Глубинный дистанционный манометр имеет сравнительно высокую точность. Максимальная приведенная погрешность измерения прибором равна 0,5%. [2].

Таблица 1. Технические характеристики

2.
Необходимость и особенности измерения температуры

Физические свойства нефти (плотность, вязкость, количество газа и парафина, растворенных в нефти, и фазовые состояния нефти) в значительной степени зависят от ее температуры. Необходимость и особенность измерения температуры.

Технология процесса добычи нефти, промыслового сбора и первичной подготовки ее на промыслах, транспорт нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависят от температурных факторов, при которых протекают эти процессы.

Поскольку физические свойства нефти зависят от температуры, при взятии глубинной пробы для изучения ее при помощи специальной исследовательской аппаратуры в пластовых условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора. Контроль температуры на забое скважин необходим и при обработке призабойной зоны различными способами (солянокислотная, термокислотная и искусственный разогрев пласта) для увеличения добычи нефти. Температура пласта в некоторой степени характеризует состояние его и требует систематического контроля.

В предыдущей главе было показано, что для определения поправки при измерении давления глубинными манометрами необходимо также измерять температуру в скважине.

Парафин из парафинистых нефтей выделяется при определенной температуре. Измеряя температуру по стволу нефтяной скважины, можно определить глубину, на которой она соответствует критической температуре выпадения парафина, и на основании результатов измерений - глубину спуска депарафинизационных средств.

Температуру необходимо измерять в трубопроводах с теплоносителем, в водонасосных, нефтенасосных и компрессорных станциях для контроля состояния подшипников. Измерения температуры в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами являются необходимым элементом количественного учета.

Изменение температуры по стволу скважины может свидетельствовать о нарушениях обсадной колонны и о месте притока в скважину посторонней жидкости.

Таким образом, температура на забое и на различных глубинах скважины является параметром, который позволяет судить о ходе технологического процесса добычи нефти, о состоянии скважины и пласта. Поэтому в процессе разработки нефтяного месторождения необходим систематический контроль температуры. Для измерения температуры в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных, глубиннонасосных и пьезометрических скважинах применяют глубинные термометры.

Температура на забое зависит от глубины скважины и неодинакова для различных географических районов.

Для выполнения задач исследования, контроля и управления разработкой нефтяных месторождений глубинные термометры должны отвечать определенным требованиям в отношении тепловой инерции, точности, чувствительности и пределов измерения.

Глубинные термометры можно разделить на две группы: с местной регистрацией и дистанционные. Термометры с местной регистрацией по принципу действия делятся на: манометрические, поршневые, биметаллические. Дистанционные глубинные термометры представляют собой электрические термометры сопротивления с металлическим или полупроводниковым резистором.