Петрофизическая характеристика пород-коллекторов продуктивных горизонтов и фундамента [1]
Для улучшения статистической базы петрофизических исследований в настоящей работе использованы все анализы керна, имеющиеся на 01.01.2012г.
Исследования по петрофизической характеристике пород включали следующие виды анализов:
– определение плотности скелета и плотности высушенной породы;
– определение открытой пористости по керосину и гелию;
– определение газопроницаемости;
– определение остаточной водонасыщенности;
– определение суммарной радиоактивности;
– определение интервального времени пробега при атм. давлении;
– определение параметра пористости;
– определение параметра насыщения;
– определение коэффициента сжимаемости пустот;
Петрофизические свойства пород по состоянию на 01.01.2012г. уточнены с использованием результатов исследования керна, отобранного из новых скважин и базы данных по ранее проведенным анализам.
По нижнемиоценовым отложениям объем отбора керна не большой и петрофизические зависимости не значительно изменены. Некоторые параметры не изменены из-за отсутствия дополнительного исследования (параметры Рп и Рн).
Для верхнеолигоценовых отложений баrза данных получила значительное расширение за счет керна из новых скважин. Однако, эти данные привели к существенным изменениям только в отношении параметров пористости и насыщения (таблица 2.1).
По нижнеолигоценовым отложениям отбор керна не большой, количество проведенных исследований мало поэтому все петрофизические параметры не значительно изменены (таблица 2.1).
По фундаменту новые данные получены за счет исследования дополнительно отобранного керна из трех скважин, характеризующих Северную часть залежи фундамента. В результате уточнены все изученные параметры пород по отдельным блокам (таблица 2.2).
Таблица 2.1 – Статические характеристики петрофизических свойств пород-коллекторов осадочного чехла
* По состоянию на 01.01.2012
Таблица 2.2 – Петрофизические свойства пород фундамента
Продолжение таблицы 2.2
Физико-химическая характеристика нефти и растворенного газа [1]
Нефть осадочных отложений
За отчетный период исследована одна проба нефти из скв. 410 Блока II нижнеолигоценовых отложений. Из отложений нижнего миоцена за отчетный период исследована одна проба нефти из скв. 441 (район Южного свода). Из верхнего олигоцена отбор глубинных проб нефти в данный период не проводился. Однако, по единичным пробам из отложений делать выводы сложно.
Средние значения основных параметров пластовой нефти с учетом проведенных исследований приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Средние значения основных параметров пластовой нефти осадочных отложений
Нефть фундамента
В периоде с 01.01.2006 по 01.01.2012 были исследованы 47 проб нефти из разных участков фундамента.
Пластовая нефть Северо-Восточного участка фундамента охарактеризована тремя глубинными пробами из скважины БТ-19. Нефть имеет более высокие средние значения давления насыщения (31,57 МПа), газосодержания (296,3 м^3/т), объемного коэффициента (1,8055), содержания метана (73,63 % мольн.). Соответственно, средние значения плотности (589,8 г/?см?^3), вязкости (0,195 мПа•с), молярной массы (81,3) нефти ниже соответствующий значений остальных участков фундамента месторождения. Для длительно работающих скважин остальных участков фундамента наблюдаются изменения их свойств по сравнению с первоначальными отборами. Для большинства образцов нефти разность между пластовым давлением, замеренным в скважинах, и давлением насыщения, определенным в лабораторных условиях, невелика. Близость пластового давления и давления насыщения говорит о нахождении нефти в равновесно-фазовой области. В целом отмечается, что по времени разработки залежи фундамента значение газосодержания пластовой нефти в добывающих скважинах в основном снижается, увеличивается плотность газа, уменьшается объемный коэффициент, что приводит к повышению плотности и молярной массы пластовой нефти по сравнению со среднестатистическими поинтервальными данными на начальный период разработки. Предполагается, что во время разработки и по мере отбора пластовых флюидов из локальных участков происходит неравномерный подъём нефти из нижних отметок разреза. Это находит отражение в нарушении зависимостей «свойства нефти – глубина отбора», так как скорость подхода глубинной нефти (имеющей другие свойства) к каждой скважине зависит от темпов отбора из неё нефти и условий ее эксплуатации.
Средние значения основных параметров пластовой нефти фундамента приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Средние значения основных параметров пластовой нефти фундамента
Обобщение полученных данных в целом по месторождению показывает, что пластовая нефть месторождения Белый Тигр можно охарактеризовать как имеющие среднее газосодержание (от 148,5 до 220.42 м^3/т), вязкость в пластовых условиях колеблется от 0,311 до 0,649 мПа•с, средняя плотность сепарированной нефти при 20? от 811 до 894 кг/м^3), т.е средневязкие. Самая легкая, газонасыщенная нефть в настоящий момент добывается на Северо-Восточном участке месторождения.
Свойства нефти в стандартных условиях
Средние значения плотности сепарированной нефти по объектам подсчета приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Средние значения плотности сепарированной нефти по объектам подсчёта
Продолжение таблицы 3.3
Полученные результаты показывают, что нефть:
– относится к типу от лёгкой до тяжелой (плотность нефти варьируется от 0,811 до 0,894 г/?см?^3),
– относится к классу малосернистой (содержание серы от 0.014 до 0,22 % масс. и не превышает 0,6% масс.),
– является высокопарафинистой (содержание парафина от 13 до 35 % масс.),
– имеет выход светлых фракций от среднего до высокого (48-58% масс.),
–вследствие высокого содержания парафина имеет высокие значения температуры застывания (от 27,5 до 40 °C).
Характеристика газа сепарации
Определение состава газа, растворенного в нефти, проведено после его сепарации с установки PVT при комнатной температуре и атмосферном давлении.
В целом, газ относится к следующим категориям:
– низкоазотный (N_2< 5.0 % мольн.)
– низкоуглекислый (CO_2< 2.0 % мольн.)
– теплотворная способность от 50000 до 56000 кДж/м^3
– жирный (коэффициент жирности а=(C_2 H_6 +высшие/ CH_4)*100 в пределах 12,0 – 14,5).
Содержание парожидких углеводородов (C_5+) в газе находится в пределах 80 г/м^3 и газ можно отнести к группе бензиновых (критерий: 50- 200 г/м^3)
Подсчет запасов нефти и растворенного газа [1]
Все выявленные на месторождении Белый Тигр залежи относятся к нефтяным, сложного строения. Кроме разрывных нарушений они осложнены литологическим выклиниванием или замещением, в ряде случаев стратиграфическим прилеганием к поверхности фундамента и сложным литолого-петрофизическим составом пород.
Запасы разделены на категории P_1 (доказанные), P_2 (вероятные) и P_3 (возможные) с вероятностной достоверностью P90, P50 и P10, то есть вероятность этих запасов составляет соответственно 90%, 50% и 10%. С целью оценки изменения запасов запасы категории P_1 (c вероятностью Р50) сопоставляются с запасами категории C_1 (или В+C_1), а запасы категории P_2 (с вероятностью Р50) сопоставляются с запасами категории C_2.
Запасы категории P_1 выделяются в залежах или частях залежей нефти, опробованных в единичных скважинах на площадях. Контур нефтеносности проводится по границе, соответствующей нижней отметке получения притока нефти, или по положению ВНК, или по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя по данным ГИС.
Запасы категории P_2 выделяются в залежах, наличие которых предполагается по данным ГИС или в частях залежей, выявленных по результатам испытания (где часть залежей уже отнесена к категории P_1). Контур нефтеносности в первом случае проводится по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя по ГИС, во втором случае по границам соответствующих отметок, как среднее значение границы P_1 и последней замкнутой изогипсе (принцип «пополам») (рисунок 4.1).
Запасы категории P_3 выделяются в залежах на не разбуренных площадях, наличие которых предполагается по данным геологических, сейсмических исследований или в частях залежей, примыкающих к участкам с запасами категорий P_2, промежуточных и залегающих ниже горизонтов, пластов с запасами категории P_2. Контур нефтеносности проводится по последней замкнутой изогипсе.
Рисунок 4.1 – Схема классификации категории запасов нефти
По результатам подсчета начальные геологические запасы нефти месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2011 г. с вероятностью Р90 составляли (таблица 4.1):
– По категории P_1: 581509 тыс.т.;
– По категории P_2: 69251 тыс.т.;
– Суммарно 2Р: 650760 тыс.т.;
– По категории P_3: 51016 тыс.т.;
– Суммарно 3Р: 701776 тыс.т.;
Начальные геологические запасы растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2011 г. с вероятностью Р50 составляли:
– По категории P_1: 100808 млн.м^3;
– По категории P_2: 10750 млн.м^3;
– Суммарно 2Р: 111558 млн.м^3;
– По категории P_3: 8154 млн. м^3;
– Суммарно 3Р: 119712 млн. м^3;
Таблица 4.1 – Запасы нефти и растворенного газа по продуктивным горизонтам месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2011 г.
Состояние разработки месторождения [1]
Разработка месторождения Белый Тигр начата в 1986 г. с вводом в пробную эксплуатацию залежей нижнего миоцена. На данный момент в разработке находятся залежи Северного, Центрального сводов и Южного участка нижнего миоцена, Северный, Центральный, Южный и Северо- Восточный участки верхнего олигоцена, Северный, Северо-Восточный и Западный участки нижнего олигоцена, а также залежи нефти в фундаменте Северного и Центрального блока, Южного и Северо-Восточного участков.
Всего на месторождении в фонде числится 296 скважин, 219 единиц из которых являются добывающими и 45 единиц – нагнетательными. 20 скважин ликвидировано, 8 находятся в консервации и 4 наблюдательные.
Максимальная добыча нефти в целом по месторождению была достигнута в 2002 г. и составила 12918 тыс. т. Годовой уровень добычи нефти в 2011г. составил 4623 тыс.т, жидкости – 6865 тыс.т. Обводненность продукции скважин – 32,7%.
За шесть месяцев 2012 года добыча нефти составила 2170,8 тыс.т, жидкости 3540,0 тыс.т. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.07.2012г. – 187218,0 тыс.т.
С целью поддержания пластового давления в залежи месторождения в 2011г. было закачано 9559 тыс.м^3 воды.
За шесть месяцев 2012 года в пласт было закачано 4676,6 тыс.м^3.Накопленная закачка воды на 01.07.2012г. составляет 270373,7 тыс.м^3.
Основные показатели разработки по эксплуатационным объектам и месторождению Белый Тигр в целом приведены в таблицы 5.1.
Таблица 5.1 – Основные технологические показатели разработки месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2012г.
Технологические показатели разработки нижнего миоцена
Нижнемиоценовый продуктивный комплекс по особенностям строения залежей разделен на своды: Северный и Центральный. Также продуктивные отложения нижнего миоцена выделены на Южном и Северо-Восточном участках. В нижнемиоценовом продуктивном комплексе нефтеносными являются 5 горизонтов: 23, 24, 25, 26 и 27, объединенных в один эксплуатационный объект. В 23 горизонте, характеризующегося самым широким распространением по площади, выделяются 4 пласта (23-1, 23-2,23-3 и 23-4).
Разработка объекта начата в 1986 году. На 01.07.2012 г. в общем добывающем фонде числится 56 скважин (21 скважина на Центральном своде, 29 скважины на Северном своде и 6 скважин на Южном своде). Добывающий фонд включает 56 единиц (49 скважин действующих и семь – в бездействии), нагнетательный фонд – семь единиц (шесть действующих и одна – в бездействии), наблюдательных – одна скважина, в консервации – одна скважина, ликвидированных – 12 скважин.
Максимальный уровень добычи нефти 310,5 тыс.т был достигнут в 1999г. За 2011г. по нижнему миоцену добыто 282,2 тыс. т нефти, 95,7 млн.м^3 газа и 959,9 тыс.т жидкости.
За 6 месяцев 2012г. добыто 222,6 тыс.т нефти. Накопленная добыча нефти на 01.07.2012 г. составляет 5833,7 тыс.т. Текущий средний дебит нефти составляет 29,1 т/сут при средней обводненности 65,8 %.
С целью поддержания пластового давления в 2011г. в пласт было закачано 631,5 тыс.м^3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 56%.
С начала текущего года в пласты закачано 310,0 тыс.м^3 воды. Всего с начала разработки было закачано 10128,0 тыс.м^3 воды.
Утвержденные начальные геологические запасы нефти (НГЗ) категорий P_1+P_2 по нижнему миоцену в целом составляют 41093 тыс.т., извлекаемые – 10868 тыс.т. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составил 2,0%, остаточные извлекаемые запасы – 5034,3 тыс.т. текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,142 д.ед.
В таблице 5.2 представлены основные показатели выработки запасов нефти по сводам нижнего миоцена.
Таблица 5.2 – Основные показатели выработки запасов нефти залежей нижнего миоцена
Технологические показатели разработки верхнего олигоцена
Верхнеолигоценовый комплекс выделен на Северном, Центральном, Северо-Восточном и Южном участках. Отложения верхнего олигоцена состоят из пяти продуктивных горизонтов: I, II, III, IV и V.На данный момент разрабатываются залежи нефти на всех участках. Разработка залежей верхнего олигоцена была начата в 1992 году.
По состоянию на 01.07.2012г. фонд скважин верхнего олигоцена состоит из 22 действующих скважин в добывающем фонде и одной действующей скважины в нагнетательном фонде.
Максимальный годовой уровень добычи нефти был достигнут в 2005г. и составил 128,5 тыс.т. За 2011г. добыто 81,8 тыс.т нефти и 86,3 тыс.т жидкости. Средний дебит скважин по нефти составил 11,5 т/сут, а по жидкости – 12,2 т/сут.
С начала 2012г. добыча нефти составила 52,01 тыс.т, при обводненности 7,1%. Накопленная добыча нефти на 01.07.2012г. 921,9 тыс.т.
НГЗ нефти по участкам утверждены в количестве 31768 тыс.т (категории P_1+P_2), извлекаемые – 4070 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,029 д.ед., остаточные извлекаемые запасы – 3148,1 тыс.т. В таблице 5.3 приведены показатели выработки запасов верхнего олигоцена.
Таблица 5.3 – Показатели выработки запасов нефти залежей верхнего олигоцена
Технологические показатели разработки нижнего олигоцена
Нефтеносные горизонты в нижнем олигоцене выделяются на четырех участках: Северный, Северо-Восточный, Западный и Южный. В эксплуатации находятся все участки, кроме Южного.
Разработка данного объекта была начата на Северном участке в 1987 году. На 01.07.2012 г. в общем фонде нижнего олигоцена числится 75 скважин. Добывающий фонд включает 47 единиц (46 скважин действующих и одна – в бездействии), нагнетательный фонд – 14 действующих скважин, ликвидированных – 7 скважин. Наблюдательных и в консервации скважин нет.
Максимальный годовой уровень добычи нефти в 733,3 тыс.т. достигнут в 2004г. Добыча нефти в 2011г. составила 468,3 тыс.т, жидкости 616,7 тыс.т. Средняя обводненность добываемой продукции скважин достигла 24,1%. Средний дебит скважин по нефти и жидкости в 2011г. составил 28,5 т/сут и 37,5 т/сут соответственно.
За отчетный период 2012г. по нижнему олигоцену добыто 215,7 тыс.т нефти, обводненность продукции 33%.
НГЗ категорий P_1+P_2 в отложениях нижнего олигоцена подсчитаны в количестве 67286 тыс.т, извлекаемые – 20305 тыс.т. Накопленная добыча нефти составляет 11491,9 тыс.т, текущий КИН – 0,171 д.ед., остаточные извлекаемые запасы – 8813,1 тыс.т. В таблице 5.4 приведены показатели выработки запасов нижнего олигоцена.
Таблица 5.4 – Показатели выработки запасов нефти залежей нижнего олигоцена
Технологические показатели разработки фундамента
Залежь фундамента условно разделена на Центральный и Северный блоки, Южный и Северо-Восточный участки. Выделение блоков и участков в фундаменте с отдельными характеристиками по особенностям геологического строения, литологическому составу пород, ФЕС и по гидродинамической связанности подтверждено данными сейсмики, геологии и разработки месторождения.
В пределах Центрального блока выделены подсчетные участки I, Ia, IV- 1, IV-2 и V. Северному блоку соответствуют II и III подсчетные участки, Северо-Восточному участку – IV-3, Южному участку – VI.
Разработка залежи фундамента начата в 1988 году.
На 01.07.2012 г. в общем фонде по залежи фундамента числится 129 скважин. Добывающий фонд состоит из 94 скважин, в т.ч. действующих – 84 скважин, бездействующих – 10 скважин. В нагнетательном фонде 24 действующих скважин, в консервации – 7, наблюдательных – 3, ликвидированных – одна скважина.
Максимум годовой добычи нефти по фундаменту в целом приходится на 2002 г. – 12076 тыс.т. Затем начинается снижение добычи из-за роста обводнённости и прекращения фонтанирования скважин. За 2011 г. из залежи фундамента добыто 3790,6 тыс.т нефти, 748,1 млн.м^3 газа и 5202,1 тыс.т жидкости. Средний дебит нефти действующей скважины за 2011 г. составил 120,8 т/сут при обводненности 27,1 %. Карты текущих дебитов и накопленных отборов скважин фундамента по состоянию на 01.01.12 г. представлены в Приложении на рис. Р.4.1, Р.4.2.
С начала 2012г. по фундаменту добыто1680,5 тыс.т нефти с обводненностью 36,9%. Средний дебит скважин по нефти составил 108,6 т/сут.
В течение 2011 г. в залежь фундамента закачано 7742,9 тыс.м^3воды. За шесть месяцев 2012г. в залежь закачано 3770 тыс.м^3 воды, средняя приемистость нагнетательной скважины – 1004 м^3/сут. Накопленная закачка воды на 01.07.2012г. составила 243300,4 тыс.м^3.
Запасы нефти в основном эксплуатационном объекте месторождения – залежи нефти в фундаменте подчитаны в количестве 510613 тыс.т категорий P_1+P_2. Нижняя граница разуплотнения пород фундамента принята на абс. отм. –4950 м. Всего с начала разработки было добыто 168970,5 тыс.т, текущий КИН составляет – 0,331 д.ед. Показатели выработки запасов по фундаменту приведены в таблице 5.5.
Таблица 5.5 – Показатели выработки запасов нефти залежей фундамента
Приборы и оборудование для гидродинамических исследований скважин
Глубинные приборы (манометры, термометры, расходомеры-дебитомеры и комплексы), применяемые в процессе ГДИС по способу получения измерительной информации, бывают автономные и дистанционные.
Автономные приборы позволяют получить результаты измерений или регистрации параметра (давления, расхода, температуры и др.) только после подъема их из скважины.
Дистанционные приборы передают показания на поверхность земли от датчика на забое по бронированному электрическому кабелю, соединяющему дистанционный глубинный прибор с вторичным прибором на поверхности. В этом их преимущество, так как возможны контроль и наблюдение за процессом исследования скважины и оперативного вмешательства в необходимых случаях.
Глубинные комплексы снабжаются несколькими датчиками для одновременного замера и регистрации давления, температуры, расхода флюида, влагосодержания и т.д. Их широко используют при изучении слоистых и многопластовых месторождений [2].
Приборы для проведения ГДИС [4]
При проектировании ГДИС одним из ключевых моментов является выбор подходящего датчика давления. Не существует одного единственного «лучшего» манометра. Различные типы датчиков имеют свои сильные и слабые стороны. В этом разделе мы рассмотрим ряд вопросов, касающихся правильного выбора датчика; обсудим достоинства и недостатки датчиков, которые наиболее широко применяются при проведении гидродинамических исследований на скважинах.
К числу важнейших метрологических характеристик глубинных манометров, которые учитываются при выборе соответствующего прибора, относятся следующие.
1. Точность – способность корректно измерять давление, (оценивается отношением суммарной погрешности измерений к истинному значению измеряемой величины). В паспортных характеристиках манометра точность указывается как абсолютное значение (±0,01 атм) или как относительная ошибка (процентное отношение от рабочего диапазона). Точность датчика может значительно варьироваться в зависимости от типа датчика. Необходима регулярная калибровка, чтобы удостовериться, что манометр работает в пределах заявленной в паспорте точности.
2. Разрешающая способность характеризует способность прибора реагировать на изменение давления, способность и возможность измерения прибором небольших приращений давления. Не следует путать эту характеристику с точностью датчика. При проведении ГДИС возможна ситуация, когда приращение давления между двумя последовательными замерами меньше, чем разрешающая способность датчика. В результате мы можем увидеть одну из следующих картин (если увеличить масштаб):
•? ступенчатый сигнал;
•?область рассеянных данных или зашумлённый сигнал
3. Диапазон измеряемых давлений определяется верхним и нижним пределами измерений. Рабочий диапазон манометра определяется условиями, при которых могут устойчиво и надёжно работать преобразователь давления, источник энергии и записывающий механизм. Манометры проектируются для работы в определённом диапазоне давлений и температур. Результатом выхода из этого диапазона может быть некорректно замеренные данные, или выход из строя прибора. В этом случае нет никакой гарантии, что данные находятся в пределах заявленной производителем точности и разрешающей способности.
4. Дрейф нуля – изменения в показаниях манометра, не связанные с действительным изменением давления.
5. Время стабилизации – время, необходимое для определения нового значения измеряемого параметра после его ступенчатого изменения; определяет способность датчика отслеживать быстрые изменения давления со временем. В зависимости от типа датчика и величины изменения замеряемого параметра это время может варьироваться от нескольких секунд до нескольких часов.
6. Частота замеров данных. Поскольку при анализе данных ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации используется логарифм времени ln t, высокая частота опроса датчика требуется на начальной стадии испытаний. Из-за ограничения ёмкости памяти некоторые манометры программируются таким образом, чтобы частота замеров снижалась по мере выполнения исследования.
Вследствие увеличения ёмкости памяти появилась возможность сделать и сохранить в памяти манометра больше замеров. Это несколько снизило потребность в программируемых датчиках. При достаточно большой ёмкости памяти можно поддерживать высокую частоту замеров на протяжении всего исследования.
7. Долговечность. Необходимо учитывать ожидаемые условия на забое скважины при выборе датчика. Различные типы датчиков имеют различный ресурс прочности.
8. Стоимость.
Основными элементами глубинных манометров являются:
• чувствительный элемент, который воспринимает изменение давления;
• часовой механизм;
• пишущий элемент.
По типу чувствительного элемента манометры можно разделить на две группы:
• механические;
• электрические.
Действие механического манометра основано на использовании деформации или изгибающего момента различных упругих элементов, воспринимающих измеряемое давление среды и преобразующих его в перемещение или усилие. То есть при воздействии давления на чувствительный элемент изменяется положение пера самописца, давление регистрируется на металлической фольге, обернутой вокруг цилиндра, вращаемого при помощи часового механизма. Преимущества деформационных приборов – простота устройства, надёжность, универсальность, портативность и большой диапазон измеряемых величин.
Чувствительным элементом механических манометров могут быть следующие типы преобразователей давления.
1. Трубка Бурдона (с многовитковой трубчатой пружиной);
2. Пружинно-поршневые (иногда с вращающимся поршнем).
Электрические манометры состоят из батарейного элемента питания, преобразователя давления, электрической цепи, передающей сигнал с преобразователя к элементу цифровой памяти. Действие приборов этой группы основано на прямом или косвенном преобразовании давления в электрический параметр, функционально связанный с давлением.
Чувствительным элементом электрических манометров могут быть следующие типы преобразователей давления.
1. Ёмкостные – с мембраной, при деформации которой изменяется ёмкостное сопротивление датчика.
2. Тензометрические – с тензорезисторами, показания которых изменяются под влиянием деформаций при изменении давления.
3. Пьезокварцевые – пьезокварцевая пластина, частота колебаний изменяется в зависимости от давления.
Основная деталь прибора с трубкой Бурдона– согнутая по дуге окружности трубка эллиптического или плоскоовального сечения. Одним концом трубка заделана в держатель штуцера, оканчивающийся ниппелем с резьбой для присоединения к полости, в которой измеряется давление. Внутри держателя есть канал, соединяющийся с внутренней полостью трубки. Если в трубку подать жидкость или газ под избыточным давлением, то кривизна трубки уменьшается, и она распрямляется; при создании разрежения внутри трубки кривизна её возрастает, и трубка скручивается. Так как один конец трубки закреплён, то при изменении кривизны трубки её свободный конец перемещается по траектории, близкой к прямой, и при этом воздействует на передаточный механизм, который поворачивает стрелку показывающего прибора.
