Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Спуск — глубинный прибор
При спуске глубинных приборов в скважину лебедка для глубинных измерений должна устанавливаться непосредственно против скважины. Проволока, сматываемая с барабана лебедки, должна быть перпендикулярна его образующей. [16]
При спуске глубинных приборов в скважину лебедка для глу-бинных измерений должна устанавливаться непосредственно против скважины. Проволока, сматываемая с барабана лебедки, должна быть перпендикулярна его образующей. [17]
Применяемая для спуска глубинных приборов лебедка ГЛНН монтируется на автомашине ГАЗ-АА и имеет привод от коробки передач автомашины через карданный вал. [18]
Лубрикаторы предназначены для спуска глубинных приборов в скважину с избыточным давлением на устье. В зависимости от системы регистрации измеряемых параметров различают лубрикаторы следующих типов. [19]
Лубрикаторы, применяемые для спуска глубинных приборов с местной регистрацией, отличаются в. Схема лубрикатора показана на рис. VI.28. В конструкции лубрикатора предусматривается один отвод с вентилем для установки образцового манометра и другой — для выпуска газа из лубрикатора после закрытия буферной задвижки. Кронштейн верхнего ролика для удобства изготавливается откидным. Размеры лубрикатора выбираются исходя из конструкции фонтанной арматуры и спускаемого в скважину прибора. [20]
Верхний пласт иногда исследуют путем спуска глубинного прибора в затрубное пространство. [22]
Лена также малогабаритная лебедка для спуска глубинных приборов с местной регистрацией. [23]
Из практики исследования для обеспечения спуска глубинных приборов считается достаточным, если 6 6 мм. [24]
Исследования работы нижнего пласта проводятся спуском глубинных приборов на глубину, несколько меньшую установки суфлера. Работа верхнего пласта исследуется с помощью специальной замерной головки и суфлера; последний позволяет соединить кольцевое пространство скважины с измерительным прибором. [25]
Стальная проволока, которая используется для спуска глубинных приборов , должна систематически проверяться и смазываться, т.е. находиться всегда в хорошем состоянии, так как основная масса случаев оставления глубинных приборов в скважинах происходит обычно из-за плохого состояния проволоки. В конце подъема прибора из скважины, когда до устья остается 20 — 30 м, рекомендуется производить подъем вручную. На рис. 2 показана монтажная схема установки оборудования при глубинных измерениях. [27]
Анализ результатов исследований большого числа скважин спуском глубинных приборов через затрубное пространство показал, что в обсадной колонне ниже приема насоса находится столб воды, оставшийся после глушения скважины или образующийся в процессе эксплуатации. Например, результаты исследований девонских скважин на месторождениях Башкирии свидетельствуют о том, что независимо от содержания воды средняя плотность смеси в интервале забой-прием насоса чаще всего приближается к плотности пластовой воды. Таким образом, значительная часть пластовой энергии расходуется на преодоление веса столба накопившейся воды, что естественно снижает добывные возможности скважин и ухудшает работу штангового насоса, так как давление у его приема может оказаться недостаточным для обеспечения оптимальной работы насосной установки. [28]
Исследование глубиннонасосных скважин осложняется тем, что спуск глубинных приборов в насосные трубы практически исключен, так как этому мешает колонна штанг. В связи с этим до настоящего времени большинство глубиннонасосных скважин исследуется косвенными методами. Косвенные методы исследования [117] приводят к большим ошибкам и могут быть применены только для ограниченного числа скважин, в частности сильно обводненных. [29]
Площадка для обслуживания фонтанно-компрессорной арматуры и для спуска глубинных приборов в скважины должна быть в исправном состоянии; на площадке не должно быть лишних предметов. Сама площадка и лестница должны быть совершенно сухими и чистыми. Наличие нефти и грязи делает площадку и лестницу скользкими, что может быть причиной падения и травмирования оператора. [30]
Источник
Тема 12. Оборудование и аппаратура применяемые при исследовании скважин глубинными приборами
Приборы в скважину спускают с помощью специальных механизированных лебедок, устанавливаемых в кузове автомашин. На устье монтируют различного типа лубрикаторы, снабженные сальником для герметизации проволоки, на которых подвешивают прибор.
Автомашину с лебедкой устанавливают примерно в 25- 30 м от устья таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен к направлению движения проволоки от скважины до середины барабана.
Вместо буферной головки на задвижку устанавливают лубрикатор, представляющий собой отрезок насосно-компрессорной трубы длиной от 1.5 до 4 м с резьбой на одном конце и фланцем на другом. На верхнюю часть лубрикатора навинчивается сальник, уплотняющий проволоку. К трубе лубрикатора приваривают два патрубка: для установки показывающего манометра и для крана, с помощью которого полость трубы может сообщаться с атмосферой.
К корпусу лубрикатора крепится направляющий ролик, через который проходит проволока или кабель. Для уменьшения прокидывающего момента, действующего на лубрикатор при подъеме глубинного прибора, устанавливают оттяжной ролик.
Устье оборудуют мостками, изготовленными из труб. Мостки имеют обычно две площадки, огражденные перилами. Оператор, стоя на верхней площадке, спускает прибор в трубу лубрикатора, завинчивает сальник и открывает задвижку.
Лебедка Азинмаш-8А собрана на станине. Проволока навивается на барабан, который вращается в подшипниках. Вращение барабана осуществляется от двигателя автомашины при помощи трансмиссионного вала, соединяющегося узлом цепной передачи с коробкой отбора мощности. Трансмиссионный вал включается рукояткой. Привод барабана осуществляется при включении рукояткой фрикционной муфты. Барабан лебедки может приводится во вращение также вручную при помощи рукоятки через шестеренчатый редуктор с передаточным числом 1: 6.5. Для регулирования скорости спуска приборов в скважину предусмотрен узел тормоза.
Для равномерной укладки проволоки на барабан предназначен водильник, совершающий возвратно-поступательное движение вдоль образующей цилиндра барабана. Водильник приводится в движение кулачком одновременно с вращением барабана через червячный редуктор, соединенный с шестерней, укрепленной на правой щеке барабана лебедки. Длина спущенной в скважину проволоки измеряется при помощи счетчика числа оборотов, укрепленного на кронштейне рамы.
Счетчик оборотов соединяется мерным шкивом (роликом) шестеренчатой парой. Диаметр шкива и передаточное отношение шестерен выбраны таким образом, что спуск прибора на 10 см соответствует повороту первого ряда чисел счетчика на одно деление. Рама крепится к рычагу, шарнирно укрепленному на станине, с противовесом для уравновешивания вертикальной составляющей силы натяжения проволоки. Прижимные ролики устраняют проскальзывание проволоки по шкиву. Прижим роликов к мерному шкиву регулируется.
Конструкция измерительного устройства механизированных лебедок обеспечивает возможность определения глубин без введения поправки на навивку проволоки. Показания счетчика зависят только от длины обода мерного шкива. Поэтому поправку на показания счетчика предусматривают лишь в том случае, если вследствие износа или других причин изменилась длина обода. Вместе с тем при измерении глубины забоя или уровня следует учитывать поправку на температурное удлинение проволоки, спущенной в скважину. Лебедка имеет две скорости. При частоте вращения вала двигателя 600 об/мин скорость подъема прибора (на 1 и 11 скоростях) составляет соответственно 0.85 и 1.84 м/с, а при 2000 об/мин – 2.84 и 6.14 м/с. Лебедка Азиманш-8А имеет следующую техническую характеристику: диаметр барабана – 145 мм, длина навиваемой проволоки диаметром 1.6 – 1.8 мм – 3500 м, масса лебедки (без проволоки) – 196 кг.
С целью увеличения глубины спуска Азинмаш разработал новую лебедку для глубинных измерений, рассчитанную на глубину скважины 7000 м.
Установки для исследования скважин предназначены для спуска и подъёма на проволоке приборов и инструментов, используемых при гидродинамических исследованиях скважин и других скважинных работах в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Установка ЛС – 4 (рис. 12.2) смонтирована на автомобиле – фургоне УАЗ – 3741 и предназначена для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах. В кузове установки смонтированы стеллажи для транспортирования исследовательских приборов и инструментов. В боковой стенке кузова (справа по ходу) предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки. Сиденье для оператора устроено на крышке стеллажа.
Отбор мощности на привод лебёдки осуществляется от двигателя автомобиля с помощью двухскоростной коробки отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Лебёдка оснащена механизмом ручного управления, храповым остановом, а также электромеханическим индикатором натяжения проволоки. Центральный пост управления включает в себя механизмы управления лебёдкой и двигателем автомобиля.
Рис.12.2. Установка ЛС-4:
1—автомобиль-фургон УАЗ-3741; 2—ящик для инструмента; 3—узел привода лебедки; 4—лебедка; 5—стеллаж; 6—механизмы дублирования управления муфтой сцепления и дроссельной заслонкой карбюратора автомобиля; 7—устройство для направления проволоки; 8—люк для выхода рабочей проволоки.
1—гусеничный транспортер ГАЗ 71; 2—лебедка с пультом управления; 3—дроссельная заслонка; 4—кузов; 5—стеллажи для транспортирования глубинных приборов и лубрикаторов; 6—устьевой ролик;
7–инструментальный ящик; 8—узел привода лебедки; 9—механизмы дублирования управления муфтой сцепления; 10—устройство для направления проволоки; 11 — отопитель.
Установка ЛСВ – 6 (рис.12.3) смонтирована на шасси автогусеничного транспортёра ГАЗ – 71 и предназначена для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах.
В кузове установки смонтированы стеллажи для транспортирования исследовательских приборов и инструментов. Люк в левой стенке кузова служит для выхода проволоки.
Отбор мощности на привод лебёдки осуществляется от двигателя транспортёра с помощью реверсивной коробки отбора мощности, установленной на коробке перемены передач автомобиля. Установка снабжена электромеханическим индикатором натяжения проволоки. Лебёдка оснащена механизмом ручного управления и храповым остановом, применяемым при ручном управлении.
Источник
ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Министерство образования И НАУКИ российской федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение
Высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте
Кафедра «Нефтегазовое дело»
КУРС ЛЕКЦИЙ
по дисциплине: «исследование скважин и пластов»
для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Лекционный курс по дисциплине «исследование скважин и пластов» для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский государственный нефтегазовый университет филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте. – 99С.
Составитель: Янукян Арам Погосович, к.э.н.
Основы гидродинамических исследований скважин
1.1. Цели и методы гидродинамических исследований пластов и скважин
1.2. Область применения гидродинамических моделей
для различных типов коллекторов
1.3. Приборы и оборудование для исследования скважин
1.4 Оборудование для спуска приборов в скважину
1.5 Определение глубины спуска приборов в скважину
Цели и методы гидродинамических исследований пластов и скважин
Все существующие промысловые ГД методы исследования скважин можно подразделить на три большие группы.
К первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации.
Вторая группа включает в себя методы исследования при неустановившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим названием исследования скважин
по кривым восстановления давления (уровня).
Третья группа включает методы исследования пластов повзаимодействию скважин (гидропрослушивание)] при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.
В результате проведения гидродинамических исследований тем или иным методом определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, а именно:
ü 
гидропроводность
ü 
комплексный параметр
ü 
коэффициент продуктивности
Коэффициент продуктивности показывает, какое количество жидкости В сутки добывается из скважины при снижении на ее забое давления на 1 ат. При проведении комбинированных исследований и применении специальных методик обработки результатов исследований можно определить скин-эффект.
1.2. Область применения гидродинамических моделей
для различных типов коллекторов
Достоверность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта по результатам гидродинамических исследований скважин зависит от ряда факторов. Среди них особо выделим следующие: правильный выбор гидродинамической модели и, соответственно, методики интерпретации результатов; определение области применения той или иной методики; источники возможных погрешностей, для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта в промысловых условиях наиболее часто используются кривые восстановления давления (КВД), обработка которых производится с использованием различных методик. Так, для терригенных коллекторов применяют методы, учитывающие приток жидкости — методы УкрНИГРИ, Щелкачева; с учетом совершенства скважины — Минеева, Хорнера. для оценки параметров карбонатных коллекторов с двойной пористостью чаще всего используются методы Уоррена-Рута, Полларда, Грингартена, Котяхова.
Очевидно, что каждый из упомянутых методов по своему реагирует на неоднородность и отличается от других какими-то свойственными только ему признаками, имеет свои определенные допущения и области применения.
Критерием применимости методов обработки КВД с учетом или без учета притока является условие:
где П — заданная погрешность.
Обработку КВД по моделям без учета притока с точностью до 1 % можно проводить при условии
Как показано в [16], при q*t >>q(t) погрешность в параметрах, получаемых при обработке КВД без учета притока, незначительна. Данное условие справедливо для монотонного характера изменения притока.
При интерпретации результатов без учета притока применяются методики ВНИИ, Хорн ера и Минеева. Указанные методики исходят из условия мгновенного прекращения притока в скважину.
Это условие хорошо выполняется, когда мы имеем дело со скважиной, заполненной негазированной жидкостью. В остальных случаях продолжающийся приток жидкости может исказить получаемую кривую. При большой длительности исследования, когда приток в скважину становится незначительным, фактическая КВД асимптотически приближается к прямой, которая получалась бы при мгновенном закрытии скважины. В результате может быть значительно занижена проницаемость и завышено совершенство скважины, так как пологие участки кривых, которые могут быть ошибочно приняты за искомую асимптоту, имеют всегда большой наклон и лежат ниже нее. По ряду скважин приведенные радиусы оказались весьма большими, что говорит об ошибках в интерпретации КВД. для правильной расшифровки КВД указанными методами необходимо использовать поздний участок, т.е., исследования всегда должны быть более продолжительными.
В методике Минеева совместно решаются уравнения дебита при стационарном и нестационарном режимах фильтрации. Данная методика учитывает коэффициент совершенства скважины.
Дебит описывается уравнениями:
— при стационарном режиме фильтрации:
— при нестационарном режиме:
Принимается, что стационарный режим фильтрации является частным случаем нестационарного, при котором величина депрессии равна разности между пластовым и забойным давлениями.
Одним из недостатков данной методики Минеева является в известной мере произвольный выбор конечного прямолинейного участка в качестве касательной. В зависимости от наклона касательной, т.е., от выбора прямолинейного участка, получают различные значения гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности.
Интегральный метод Чарного-Умрихина сложен и требует значительных затрат времени при обработке КВД. Наиболее простыми и достаточно точными являются методики В.Н.Щелкачева, А.С.Кундина и УкрНИГРИ.
Методика В.Н.Щелкачева с учетом притока применяется для скважин с высокими и средними дебитами (выше 5 м 3 /сут). В данном методе использованы характеристики функции плоско-радиального потока.
Методика УкрНИГРИ применяется для’ скважин с малыми дебитами — до 5 м 3 /сут. В основу метода УкрНИГРИ обработки КВД с учетом притока положен интегральный метод, разработанный Э.Б. Чекалюком для радиального неограниченного пласта с ограниченным радиусом скважины. В этой методике достигнуто значительное упрощение в вычислениях с сохранением достаточной точности в решениях.
Ряд методов интерпретации КВД учитывает предысторию работы скважины до остановки. Одним из них является метод Хорнера, базирующийся на решении основного уравнения для точечного источника и бесконечном пласте. Одиночная эксплуатационная скважина с дебитом q рассматривается как математический сток, мощность которого равна +h. Предполагается, что при остановке приток в скважину мгновенно прекращается.
В силу принятых допущений описанным способом можно пользоваться на ранней стадии разработки, когда пробурено небольшое число скважин и из пласта отобрано еще немного нефти.
В усовершенствованном методе Хорнера время непрерывной работы скважины до ее остановки Т предложено определять как отношение накопленной добычи с момента разработки скважины на дату исследования КВУ к среднему дебиту с начала разработки. Определенное таким образом Т имеет огромное значение. Проведенный нами анализ показал, что значения определяемых параметров пласта зависят от величины приведенного времени. На практике трудно определить правильно приведенное время, что является одним из недостатков данного способа.
Для карбонатных коллекторов месторождений Татарстана обоснованы и предложены для использования при интерпретации гидродинамические модели Уоррена-Рута, Полларда, а также Грингартена [20 ].
Модель Уоррена-Рута представляет решение уравнения течения жидкости в скважине в трещиноватой породе с двумя видами пустотности. Решение дано для радиального течения в бесконечном пласте. В модели Уоррена-Рута трещиноватый пласт схематизируется одинаковыми прямоугольными параллелепипедами, разделенными прямоугольной сетью трещин. Считается, что движение жидкости 8 скважине происходит по системе трещин, а матрица непрерывно питает всю систему трещин в условиях квазистационарного течения. Предполагается, что раскрытость трещин постоянна, Т.е. сжимаемость трещин не учитывается.
Для описания нестационарного течения выведена зависимость, учитывающая влияние давления и представляющая собой функцию двух безразмерных параметров λ и ω, где λ — интенсивность перетока из блоков в трещины, ω — емкостной коэффициент.
Модель Уоррена-Рута обеспечивает достаточно детальное понимание механизма фильтрации в трещиноватом пласте. Проведенными исследованиями установлено, что характеристика трещиноватого пласта по методу Уоррена-Рута корректна для тех случаев, когда распределение трещин является равномерным и различие между фильтрационной способностью трещин и материнской породы достаточно большое. Использование равномерной системы блоков и трещин является математическим приемом. Однако это может оказаться справедливым при условии, когда распределение коэффициента конфигурации пласта можно заменить единственной величиной для объема пласта, реагирующего в период исследования скважин.
Поскольку этот объем мал по сравнению с объемом всего пласта, данная аппроксимация является, вероятно, справедливой. Основным же недостатком этой модели является то, что в ней не учитывается движение жидкости в блоках матрицы.
На основе промысловых наблюдений Уоррен и Рут разработали рекомендации для исследования пластов с преобладанием естественной трещиноватости.
Прежде всего, необходимо как можно точнее определить оба прямолинейных участка. Если первый прямолинейный участок маскируется влиянием объема скважины, то по наклону этого участка можно получить неверные характеристики переходной зоны. В этом случае рассчитанные значения проницаемости и скин-эффекта будут завышенными. Если не имеется достаточного количества данных для определения существования второго прямолинейного участка, то переходная зона может быть ошибочно экстраполирована и пластовое давление будет значительно меньше давления, определенного по кривой в момент остановки скважины. Во избежание этих ошибок следует, во-первых, использовать данные по определению забойного давления в закрытой скважине, чтобы минимизировать влияние объема скважины и избежать ошибки при нахождении первого прямолинейного участка. Во-вторых, для определения второго прямолинейного участка продолжительность исследования скважины должна быть достаточно большой.
В модели Полларда изменение давления в переходном периоде рассчитывается как результат взаимодействия трех областей, которые развиты в трещиноватом пласте [17].
Первую область образует система трещин вокруг скважины, вторую — вся трещинная система пласта вдали от скважины и третью — матрица, которая питает трещины. Вначале падение давления бывает связано с системой трещин, окружающих скважину, затем с системой трещин всего пласта и только на третьей стадии — с падением давления в матрице. После того как снизилось давление в матрице, и она начала питать трещины, процесс течения быстро становится квазистационарным. Модель Полларда позволяет учитывать пористость трещин и матрицы, объем трещин.
Недостаток этой модели заключается в том, что она не учитывает радиальную геометрию течения и сводит задачу к простому процессу расширения.
Для определения размеров и ориентации трещин предложена модель Грингартена. Используется математическая модель для исследования неустановившегося потока в вертикальной трещине в неограниченном пласте при следующих допущениях — в первом решении принимается, что плоскость трещины имеет бесконечную проводимость, но при этом предполагается, что вдоль плоскости трещины нет перепада давления в какой-то момент времени. Второе решение принимается для равномерного потока, оно предполагает появление трещин с высокой ограниченной проводимостью. Это граничное условие включает в себя предпосылку, что давление вдоль плоскости трещины изменяется.
Для обоих типов трещин (с равномерным притоком и бесконечной проводимостью ) можно выделить три характерных участка на кривых КВД — участок линейного течения при малых значениях времени, соответствующий прямой с наклоном 1/2 в логарифмических координатах; участок псевдорадиального течения, соответствующий прямой линии в полулогарифмических координатах; участок псевдостационарного течения, характеризующийся прямой линией с единичным наклоном в логарифмических координатах.
Грингартеном была разработана математическая модель для исследования неустановившегося потока в горизонтальной трещине при частичном вскрытии или ограниченном потоке на входе при следующих допущениях: пласт является горизонтальным, гомогенным с анизотропной проницаемостью по горизонтали и вертикали, характеризуется линейным потоком; трещина простая — горизонтальная, симметричная, центральная по отношению к скважине; однородная жидкость — слабосжимаемая, притекает из пласта в трещину с постоянной скоростью, распределяющейся равномерно по всему объему трещины; отсутствует течение через подошву и кровлю пласта; давление остается неизменным и эквивалентным начальному, когда радиальное расстояние достигает величины, близкой к бесконечной.
По модели Грингартена путем наложения фактической кривой к эталонной оценивается ориентация и размеры трещин.
При этом надо всегда учитывать, что данная методика сводит всю систему трещин к одной, направление и параметры которой характеризуют усредненные по всему объему значения.
ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
В зависимости от решаемых задач в результате промысловых и гидродинамических исследований определяются фильтрационные характеристики пласта, продуктивные пропластки, интервалы обводнения, забойные и пластовые давления и так далее. Анализ исследовательского материала позволяет осуществлять выбор оптимального режима работы технологического оборудования и оценку его технического состояния.
Исследовательские работы, проводимые в процессе разработки нефтяных месторождений, включают в себя следующее:
• измерения необходимых физических параметров глубинными приборами, спускаемыми в скважину на скребковой про волоке или геофизическом кабеле;
• измерения стационарными и переносными приборами на устье скважин с целью определения уровня жидкости, силовых нагрузок, энергетических затрат и т.д.;
• лабораторные исследования глубинных и поверхностных . проб нефти.
Глубинные приборы и оборудование
для спуска их в скважину
Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.
1. Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящемся в скважине; спуск их в скважину производится на проволоке.
2. Дистанционные приборы: преобразование измеряемой величины осуществляется в глубинном снаряде, а регистрация — вторичным прибором, установленным на поверхности; спуск глубинного снаряда в скважину и передача информации на поверхность производится при помощи специального геофизического кабеля.
В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются в основном следующие физические величины:
— давление и приращение давления;
— наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины;
— влагосодержание — фазовое соотношение нефти и воды в потоке жидкости;
— технические параметры, необходимые для привязки приборов по глубине.
Измерение давления
В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на три основные группы.
1. Механические манометры, предназначенные для измерения абсолютного значения давления.
2. Механические дифманометры, предназначенные для измерения приращений давления.
3. Электронные манометры — дистанционные и с местной регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения позволяют использовать их для измерения абсолютного значения и приращений давления одновременно.
Технические характеристики некоторых известных глубинных приборов для измерения давления приведены в табл.1
Измерение расхода жидкости
В зависимости от области применения глубинные расходомеры можно разделить на четыре группы.
1. Приборы большого диаметра, с пакером и без пакера – для исследования нагнетательных скважин без НКТ.
2. Малогабаритные беспакерные расходомеры — для исследования нагнетательных скважин через НКТ.
3. Малогабаритные расходомеры с управляемымпакеромприменяются при исследовании фонтанирующих скважин.
4. Расходомеры сверхмалого диаметра с управляемымпакером — для спуска через межгрубное пространство в скважины, оборудование ШГН.
В промысловой практике получили распространение дистанционные расходомеры с турбинными датчиками и механическими пакерующими устройствами — как наиболее надежные и отвечающие жестким скважинным условиям работы. Сравнительные характеристики наиболее часто применяемых расходомеров отечественного производства приведены в табл.2.
Глубинные термометры
Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга, как по принципу действия, так и по конструктивному и схемному исполнению. Условно, глубинные термометры можно разделить на три группы.
1. Приборы с местной регистрацией — в них обычно применяются манометрические и дилатометрические датчики. Такие термометры обладают большой тепловой инерционностью и используются для измерения установившихся тепловых процессов и в относительно небольшом интервале глубин.
2. Дистанционные термометры сопротивления, принцип действия которых основан на изменении сопротивления чувствительного элемента при изменении его температуры. К этой группе относится большинство глубинных термометров, применяемых при геофизических исследованиях.
3. Дистанционные частотные термометры, принцип действия которых основан на изменении частоты колебательного контура в зависимости от температуры окружающей среды. Высокая чувствительность и малая тепловая инерционность термометров этой группы позволяет использовать их как при «точечных» измерениях, так и при непрерывном продвижении глубинного прибора вдоль ствола скважины.
Технические характеристики некоторых глубинных термометров приведены в табл.3.
Глубинные влагомеры
Для определения фазового соотношения воды и нефти в продукции скважины используют диэлькометрические (диэлектрические) влагомеры, основанные на изменении диэлектрической проницаемости смеси воды и нефти. Такого рода исследования проводятся в многопластовых нефтяных скважинах и при решении некоторых специальных задач.
Технические характеристики наиболее часто применяемых влагомеров приведены в табл.4.
Глубинные пробоотборники
Конструкция глубинных пробоотборников должна отвечать ряду требований:
• проба жидкости должна быть отобрана на заданной глубине при известных давлении и температуре;
• отобранная проба должна обладать максимальной представительностью, т.е. должна достоверно характеризовать свойства нефти в месте отбора;
• объем пробы должен быть достаточен для последующего изучения.
Указанные требования выполняются по-разному в различных конструкциях пробоотборников, однако по принципу заполнения рабочей камеры прибора жидкостью все глубинные пробоотборники можно разделить на два типа.
1. Пробоотборники с проточной (открытой) камерой: во время спуска прибора поток скважиной жидкости свободно проходит через камеру, клапаны закрываются лишь после достижения заданной глубины.
2. Пробоотборники непроточного типа: рабочая камера в таких приборах во время спуска закрыта и открывается на заданной глубине.
Технические характеристики некоторых наиболее часто применяемых пробоотборников приведены в табл.5.
При затруднениях со спуском глубинного пробоотборника в скважину (например, в механизированных скважинах по межтрубью) используют контейнер КЖО, позволяющий набирать, перевозить и хранить, так называемые, «рекомбинированные» пробы. Заполнение контейнера исследуемой жидкостью производится на устье скважины через пробоотборный кран: скважину заставляют некоторое время работать на прикрытую задвижку с целью повышения давления выше давления насыщения и поступления порций глубинной жидкости, затем пропускают через контейнер (при обоих открытых вентилях) исследуемую жидкость в количестве пятикратного объема рабочей полости контейнера, закрывают выходной вентиль и, после создания необходимого давления, закрывают второй вентиль.
Дата добавления: 2018-05-09 ; просмотров: 4985 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник
