Контрольні питання. Рисунок 9.2 – Схема подачі на газоаналізатор газової суміші, складеної за допомогою ГГС-03-03

Рисунок 9.2 – Схема подачі на газоаналізатор газової суміші, складеної за допомогою ГГС-03-03

- за допомогою редуктора, вентиля точного регулювання й пінного вимірника витрати встановлюють витрату газової суміші через газоаналізатор рівним ~30 см³/хв. Продувають газоаналізатор газовою сумішшю протягом 5 хв;

- не перериваючи потоку газової суміші, роблять аналіз проби. Фіксують результати виміру по всіх обумовлених компонентах крім етилену й гідрогену, що видані газоаналізатором;

- виконують оцінку основної відносної похибки газоаналізатора по всіх обумовлених компонентах крім етилену та гідрогену по формулі:

, (9.10)

де D – основна відносна похибка газоаналізатора по обумовленому компоненту, %; Z_В – результат виміру, %; Z_Д – дійсна молярна частка обумовленого компонента в аналізованій газовій суміші, %.

Основна відносна похибка газоаналізатора не повинна перевищувати по метану - 15%; по етану - 15%; по пропану - 15%; по бутану - 20%; по пентану - 25%.

Визначення основної відносної похибки газоаналізатора на нижніх межах вимірювальних діапазонів приладу по етилену та гідрогену проходить за наступною схемою:

- за допомогою ГГС відповідно до керівництва по його експлуатації готують суміш і подають її на газоаналізатор, як показано на рисунку 9.2;

- за допомогою редуктора, вентиля точного регулювання й пінного вимірника витрати встановлюють витрату газової суміші через газоаналізатор рівною ~30 см³/хв. Продувають газоаналізатор газовою сумішшю протягом 5 хв;

- не перериваючи потоку газової суміші, виконують аналіз проби. Фіксують результати вимірів по всіх обумовлених компонентах;

- роблять оцінку основної відносної похибки газоаналізатора по всіх обумовлених компонентах по формулі (9.10).

Основна відносна похибка газоаналізатора не повинна перевищувати по метану - 15%; по етану - 15%; по етилену - 25%; по пропану - 15%; по бутану - 20%; по пентану - 25%; по гідрогену - 20%.

Визначення основної відносної похибки газоаналізатора у верхній частині вимірювального діапазону по метану й при мінімально припустимих відношеннях молярних часток етану, пропану (1/200) і гідрогену (1/400) до молярної частки метану в пробі виконують за схемою:

- за допомогою ГГС відповідно до керівництва по його експлуатації готують суміш і подають її на газоаналізатор, як показано на рисунку 9.2.

- за допомогою редуктора, вентиля точного регулювання й пінного вимірника витрати встановлюють витрату газової суміші через газоаналізатор рівною ~30 см³/хв. Продувають газоаналізатор газовою сумішшю протягом 5 хв;

- не перериваючи потоку газової суміші, роблять аналіз проби. Фіксують результати вимірів по всіх обумовлених компонентах;

- виконують оцінку основної відносної похибки газоаналізатора по всіх обумовлених компонентах по формулі (9.10). Основна відносна похибка газоаналізатора не повинна перевищувати по метану - 15%; по етану - 15%; по етилену - 25%; по пропану - 15%; по бутану - 20%; по пентану - 25%; по гідрогену - 20%.

Визначення основної відносної похибки газоаналізатора у верхній частині вимірювального діапазону по пропану:

- за допомогою ГГС відповідно до керівництва по його експлуатації готують суміш і подають її на газоаналізатор, як показано на рисунку 9.2.

- за допомогою редуктора, вентиля точного регулювання й пінного вимірника витрати встановлюють витрату газової суміші через газоаналізатор рівною ~30 см³/хв. Продувають газоаналізатор газовою сумішшю протягом 5 хв;

- не перериваючи потоку газової суміші, роблять аналіз проби. Фіксують результати вимірів по всіх обумовлених компонентах;

- виконують оцінку основної відносної похибки газоаналізатора по всіх обумовлених компонентах за формулою (9.10).

Основна відносна погрішність газоаналізатора по пропані не повинна перевищувати 15%.

Визначення відносної зміни вихідного сигналу за 8 годин безперервної роботи виконують наступним чином:

- подають на газоаналізатор газову суміш відповідно до схеми, наведеної на рисунку 9.2 і за допомогою редуктора, вентиля точного регулювання й пінного вимірника витрати встановлюють витрату суміші через газоаналізатор ~ 10 см³/хв;

- задають газоаналізатору режим автоматичного аналізу;

- через 8 годин із часу виходу газоаналізатора на робочий режим зупиняють аналіз;

- розраховують відносні зміни градуювальних коефіцієнтів газоаналізатора по кожному з обумовлених компонентів по формулі:

, (9.11)

де ΔК – відносна зміна градуювального коефіцієнта газоаналізатора по обумовленому компоненту за 8 годин безперервної роботи, %; К₁ - градуювальний коефіцієнт газоаналізатора по обумовленому компоненту, отриманий при перших вимірах; К₂ - градуювальний коефіцієнт газоаналізатора по обумовленому компоненті, отриманий при наступному вимірюванні. За величину відносної зміни вихідного сигналу газоаналізатора за 8 годин безперервної роботи приймають найбільше з отриманих значень.

Відносна зміна вихідного сигналу за 8 годин безперервної роботи не повинне перевершувати 5%.

Результати перевірки газоаналізатора оформлюють відповідним протоколом.

1. Сформулюйте фізичну суть газометрії у процесі буріння свердловин.

2. Задачі, що вирішуються за допомогою газометрії в процесі буріння свердловин.

3. Сформулюйте фізичну суть газометрії після буріння свердловин.

4. Задачі, що вирішуються за допомогою газометрії після буріння свердловин.

5. Метрологічне забезпечення апаратури газового каротажу.

Список Використаної літератури

1. Д.И. Дьяконов, Е.И. Леонтев, Г.С. Кузнцов. Общий курс геофизических исследований скважин. М.: Недра. 1977. 432 с.

2. С.Г. Комаров. Геофизические методы исследования скважин. Изд. 2-е, переработанное и дополненное. М.: Недра. 1973. 368 с.

3. В.А. Мейер. Геофизические исследования скважин. Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1981.

4. Л.П. Петров, Н.В. Широков, А.Н. Африкян. Практикум по общему курсу геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1987.

5. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. - М.: Недра, 1982.

6. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Тверь: АООТ “Тверской полиграфический комбинат”, 2001. 271 с.

7. А.М. Блюменцев, Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков, В.П. Цирюльников. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М.: Недра. 1991. 266 с.