Порядок проведення роботи та обробка даних

8.5.1 Віскозиметр ретельно промивають і встановлюють в ньому калібровану трубку, підключають до термостата, температуру в якому доводять до 60 °С.

8.5.2 Під’єднують віскозиметр до штуцера вентиля 1 циркуляційної системи.

8.5.3 Встановлюють віскозиметр у таке положення, щоб соленоїд був внизу, і термостатують при пластовій температурі. При цьому в пресі V повинна бути встановлена фазова і термічна рівновага при пластовій температурі.

8.5.4 Повільно закривають вентиль 1і, підтримуючи пресом у системі сталий тиск, заповнюють віскозиметр пробою нафти. Нафта, що заповнила віскозиметр, спочатку розгазовується. Виділений газ збирається у верхній частині віскозиметра. Віскозиметр повільно обертають то в один, то в другий бік, завдяки чому кулька хитається у ньому і перемішує нафту і газ, що сприяє розчиненню газу в нафті.

8.5.5 Підтримуючи за допомогою преса сталий тиск, випускають із віскозиметра газ, що зібрався в ньому, і додатково пропускають через віскозиметр 20 – 30 дм³ нафти з метою заміщення частково розгазованої нафти.

8.5.6 Віскозиметр встановлюють у положення – соленоїд внизу, приєднують підсилювач мережі.

8.5.7 Тумблер “Живлення” переводять у положення “Викл”. Перемикач “Електромагніт-секундомір” на підсилювачі ставлять у положення “Електромагніт”.

8.5.8 Настроюють віскозиметр. Повільним обертанням ручки настроювання “Грубо” на підсилювачі добиваються вмикання сигнальної лампочки з надписом “секундомір”. Обертанням ручки настроювання “Тонко” знаходять два положення, при яких відбувається вмикання цієї лампочки. Встановлюють покажчик ручки настроювання “Тонко” посередині між цими положеннями.

8.5.9.Віскозиметр повертають у робоче положення – соленоїд зверху (кулька, притягнута електромагнітом, знаходиться у верхньому кінці трубки).

8.5.10 Перемикач “Електромагніт – секундомір” встановлюють у положення “Секундомір”. При цьому електромагніт вмикається, кулька починає рухатися по трубці вниз, і одночасно вмикається секундомір.

8.5.11 При досягненні кулькою крайнього нижнього положення секундомір автоматично зупиняється, фіксуючи час кочення кульки. Час кочення кульки визначають кілька разів при різних кутах нахилу приладу.

Результати досліду заносять у табл. 8.1.

8.5.12 В’язкість нафти визначають за формулою (8.2). Для даного тиску і температури в’язкість обчислюють як середнє арифметичне значення в’язкості, отримане для трьох кутів (15°, 30°, 45°).

8.5.13 охолоджуючи воду в термостаті спочатку до 30°С, а потім до 15°С, виконують усі попередні операції. Результати дослідів заносять у табл. 8.2.

Таблиця 8.1 – Результати дослідів

№№ серії дослідів	№ дослідів	Кут нахилу приладу, град	Час кочення кульки, с

Таблиця 8.2 – Результати обробки даних

Температура, °С
В’язкість, Па^.с

Будують графік залежності .

8.6 Порядок оформлення звіту

У звіті розкрити мету роботи, викласти теоретичні положення по роботі, описати порядок проведення дослідів і навести результати у вигляді таблиць і графіків. Сформулювати висновки.

8.7 Контрольні запитання

8.6.1 Дати означення в’язкості нафти.

8.6.2 Що таке динамічна (абсолютна) і кінематична в’язкість?

8.6.3 Напишіть формулу для визначення абсолютної в’язкості.

8.6.4 Які одиниці виміру в’язкості (в системі CІ та позасистемні) Ви знаєте?

8.7 Список літератури

8.7.1 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. – 311 с.

8.7.2 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с.

8.7.3 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 9

ВИВЧЕННЯ ГЛИБИННИХ ПРИЛАДІВ ДЛЯ ВИМІРЮВАННЯ ДЕБІТУ І ВИТРАТИ РІДИНИ

9.1 Мета роботи:

Вивчити будову і принцип дії глибинних витратомірів і дебітомірів, методику роботи з ними.

Теоретична частина

9.2.1 Призначення і класифікація глибинних витратомірів і дебітомірів

За допомогою глибинних витратомірів на нафтових родовищах вирішують наступні технологічні задачі:

- визначають дебіт кожного пласта окремо при одно-часно-роздільній експлуатації декількох нафтових горизонтів однією свердловиною;

- визначають місце і величину припливу по вертикалі нафтового горизонту для виявлення якості перфорації, ефективності гідравлічного розриву пласта і місць утворення при цьому тріщин;

- визначають характер припливу рідини із пласта в свердловину (зміна величини припливу в залежності від вибійного тиску) при гідродинамічних дослідженнях пласта;

- виявляють водоприймаючі пропластки в нагнітальних свердловинах і визначають кількість рідини, що надходить до них, при вивченні технологічних процесів підтримання пластового тиску методом закачування води в пласт;

- виявляють місця порушень герметичності експлуатацій-ної колони по зміні припливу по стовбуру свердловини;

- з’ясовують наявність і величину перетоку рідини з одного продуктивного пласта в інший.

За призначенням глибинні прилади для вимірювання витрати рідини поділяють на глибинні витратоміри, при-значені для вимірювання витрати води, що нагнітається у свердловину (рідина рухається від гирла до вибою), і глибинні дебітоміри, які використовують для вимірювання дебітів нафти і газу (рідина надходить із пласта і рухається від вибою до гирла). Конструктивна різниця між цими приладами по-лягає в діаметрі корпусу снаряда: витратоміри мають більший діаметр корпусу, ніж дебітоміри, тому що опускаються в нагнітальні свердловини, витрата рідини через які, як правило, більша, ніж у видобувних. Діаметр корпусу глибинних дебіто-мірів не перевищує 40-42 мм.

Глибинні витратоміри і дебітоміри повинні відповідати наступним вимогам, що зумовлені особливостями їхньої експлуатації:

- невеликий діаметр в зв’язку з обмеженням діаметра насосно-компресорних труб або експлуатаційної колони;

- можливість використання при високому тиску на вибої свердловини;

- оснащення пристроями, за допомогою яких забезпечується проходження через вимірювальний прилад всієї рідини, що протікає через даний переріз досліджуваної свердловини.

Найістотнішою з цих особливостей є те, що при ви-мірюванні витрати рідини у свердловинах, коли потрібно досліджувати зміну витрати по довжині фільтра, прилад у свердловині може займати найрізноманітніші положення (знаходитися в центрі свердловини або лежати на стінці), в результаті чого швидкісний напір рідини буде змінюватися і тим самим прилад буде реєструвати різну витрату.

Останню умову можна виконати шляхом застосування пакера, який перекриває кільцевий зазор між приладом і внутрішніми стінками насосно-компресорних труб або експлуатаційної колони і спрямовує весь потік через калібровані отвори у камеру приладу. Крім того, здійснюють центруван-ня витратоміра у стовбурі свердловини з допомогою центраторів.

За принципом дії (методом вимірювання витрати) глибинні витратоміри можна поділити на прилади, в яких використовується метод постійного перепаду тиску, швидкісні і компенсаційні.

В основу швидкісного методу вимірювання витрати покладена залежність витрати Q від швидкості потоку рідини ω:

Q = ω^.F ; , (9.1)

де ω - швидкість потоку, м/с; F – площа поперечного перерізу потоку, м².

При певному поперечному перерізі труби швидкість потоку ω буде мірою витрати.

У приладах, що використовують швидкісний метод вимірювання витрати в якості чутливого елемента використовують вертушку або крильчатку. Кількість обертів вертушки або крильчатки є пропорційною швидкості потоку, а отже, витраті. Залежність між кількістю обертів вертушки і швидкістю потоку рідини може бути виражена таким співвідношенням:

(9.2)

де n - кількість обертів вертушки; с - коефіцієнт пропорційності.

Підставивши значення швидкості з формули (9.1) у формулу (9.2) одержимо

(9.3)

Отже, при сталих с і F кількість обертів вертушки або крильчатки буде пропорційною витраті.

За способом реєстрації дебіту або витрати дебітоміри поділяються на прилади з місцевою реєстрацією і дистанційні дебітоміри та витратоміри.

Один з перших витратомірів (дебітомірів), що був розроблений в США приблизно в 1949 р., мав досить примітивну конструкцію. В ньому застосовувався турбінний перетворювач витрати. Для отримання відмітки часу прилад був обладнаний спеціальним механізмом, змонтованим в корпусі приладу. Керування цим механізмом здійснювалось з поверхні. Через рівні проміжки часу дротина, на якій прилад спускався у свердловину, звільнялась, і прилад вільно падав униз, а потім різко гальмувався. При цьому на бланку креслилась лінія, перпендикулярна до лінії витрати. Відстань між двома лініями служила характеристикою частоти обертання турбінки, а відповідно, виміряної витрати. Такий витратомір мав низку недоліків, зумовлених відсутністю струминонапрямного пристрою. Пізніші моделі свердловинних витратомірів почали обладнувати спеціальними струминонапрямними пристроями, що отримали назву пакеруючих. Пакеруючі пристрої складаються з пакера і приводу.

9.2.2 Глибинні дебітоміри з місцевою реєстрацією

Прилади цієї групи мають поплавково-пружинні і турбінні датчики витрати. Колона перекривається з допомогою механічних пакеруючих пристроїв.

9.2.2.1 Глибинний дебітомір ГД-1

Глибинний дебітомір ГД-1 (рис. 9.1) являє собою прилад поплавково-пружинного типу з механічним пакеруючим пристроєм. Вимірювальна частина складається з циліндричного поплавка 13, жорстко з’єднаного зі штангою 11, на кінці якої закріплена пластина 6 з пишучим пером 5. Всі рухомі деталі (поплавок, штанга і пишуче перо) підвішені на пружині 7, один кінець якої з’єднаний з корпусом приладу, а другий – зі штангою поплавка. Для підтримання поплавка в нульовому положенні служить пружина 10. Кільця 8 і 9, закріплені на штанзі, відповідають граничним положенням поплавка.

Під дією вимірюваного потоку рідини поплавок переміщується вгору по вимірювальному циліндру 12, що має поздовжні щілини для виходу рідини. При цьому площа прохідного перерізу щілин збільшується, і одночасно зростає вага рухомих деталей поплавкової системи за рахунок зменшення натягу пружини 7. Переміщення поплавкової системи триватиме доти, поки не настане рівність сил, що діють на поплавок. Таким чином, висота підйому поплавка характеризує кількість рідини, що протікає через прилад в даний момент часу. Зміна дебіту нафти реєструється пером на бланку 3, що вставляється в барабан 4, який приводиться в обертання підсиленим годинниковим механізмом 2 (типу 2ИЧП-М) через понижуючий планетарний редуктор. планетарний редуктор зменшує частоту обертання барабана до одного оберту за 4 год. Вихідний вал редуктора ущільнений парою гумових кілець і герметизує камеру годинникового механізму з боку вимірювальної частини.

Рисунок 9.1 – Глибинний дебітомір ГД-1

Пакеруючий пристрій глибинного дебітоміра складається з пакера і гідравлічного реле часу. Пакер парасолькового типу, зібраний з дванадцятьох бронзових пелюсток 19, припаяних до сталевих пластин, які шарнірно з’єднані зі струмино-напрямною трубою 15, що має вікна 17 для входу рідини. Кожна пелюстка парасолі розкривається за рахунок пружної деформації попередньо стиснутих плоских пружин 16. Для запобігання забруднення і заклинювання шарнірів торцеві щілини в шарнірних з’єднаннях пакера перекриті гумовим кільцем 14. Між розділювальним поршнем 24 гідравлічного реле і сталевим кільцем 20, що утримує пелюстки пакера в зібраному вигляді, введено проміжну ланку, яка забезпечує більш плавне і надійне розкриття парасолі пакера.

При спуску приладу в свердловину розділювальний поршень гідравлічного реле під дією тиску навколишнього середовища переміщується вниз, витісняючи оливу, що за-повнює камеру реле, через ніпель 25 і капіляр 26 в порожнину 27, що знаходиться під атмосферним тиском. Під час холостого ходу розділювального поршня собачки 21, які утримують сталеве кільце 20, ковзають по виточці на хвостовику поршня 23. В кінці холостого ходу при витримці приладу на заданій глибині хвостовик розділювального поршня своєю конічною потовщеною частиною розсуває собачки. Останні виходять із зачеплення із сталевим кільцем (муфтою). Муфта під дією попередньо стиснутої пружини 18 рухається вниз, звільняючи тим самим пелюстки пакера, які в свою чергу під дією сталевих пластинчастих пружин 16 повертаються навколо шарнірів і, прийнявши форму розкритої парасолі, притискаються до стінок колони. Прилад спускається у свердловину на дротині, закріпленій в хвостовику 1.

Глибинний дебітомір ГД-1 призначений для вимірювання дебітів в діапазоні 10-150 м³/доб. Зовнішній діаметр при-ладу 35 мм, діаметр вимірювального циліндра 50 мм при загальній довжині приладу 2065 мм, маса приладу 12 кг.

Подібну конструкцію має дебітомір-витратомір ДГВ-2, розроблений в УФНДІ. Він складається з трьох основних частин: вимірювально-реєструючого пристрою (вимірювального датчика), пакера і пружинного приводу з гідравлічним реле часу. Дебіт рідини вимірюється наступним чином. Після розкриття пакера потік рідини поступає в калібровану трубу приладу і діє на турбінку, ротор якої обертається в пластмасових підшипниках з конічними агатовими підп’ятниками. Обертання турбінки передається пишучому перу через магнітну муфту і понижуючий редуктор. Турбінка виготовлена з алюмінієвого сплаву або органічного скла і має шість лопатей.

Частота обертання пера є прямо пропорційною величиною частоті обертання турбінки, а відповідно, кут повороту пера за певний відрізок часу є пропорційним сумарній частоті обертання турбінки за той же відрізок часу. Довжина лінії запису буде прямо пропорційною вимірюваній витраті рідини.

Аналогічну конструкцію мають глибинні дебітоміри типу ДГР-2 і ДГРГ-2 (ДГРГ-2А). Як і прилад ДГВ-2, дебітомір ДГР-2 має турбінний датчик витрати. Швидкість обертання турбінки, пропорційна вимірюваній витраті рідини або газу, визначається в цих приладах за довжиною відрізка лінії на діа-грамному бланку.

На осі обертальної турбінки закріплене пишуче перо. Довжина лінії, накресленої пером на бланку за певний про-міжок часу, є пропорційною швидкості обертання турбінки. Чим довшим є відрізок лінії, тим, відповідно, більшою є ви-міряна витрата в даний проміжок часу і навпаки. Для отримання відміток часу в приладах турбінного типу реєструючий пристрій обладнаний спеціальним механізмом – відмітчиком часу, з допомогою якого барабан з діаграмним бланком через кожні п’ять хвилин стрибкоподібно переміщується вниз. При цьому на бланку записуються відрізки прямих ліній, зміщених одна відносно іншої на 1 мм.

Стрибкоподібне переміщення барабана здійснюється за рахунок періодичного вмикання храпового ділильного механізму при роботі годинникового приводу.

9.2.2.2 Глибинний дебітомір ДГРГ-2 (ДГРГ-2А)

Глибинний дебітомір ДГРГ-2 (ДГРГ-2А) призначений для дослідження газових свердловин. Його ще називають газовим дебітографом. Відмінність його конструкції від дебіто-міра ДГР-2 полягає в тому, що в ньому використовується понижуючий редуктор із передавальним відношенням 1:25000, а замість пакеруючого пристрою в нижній частині приладу встановлений центратор з пружинним штовхачем. Центратор призначений для фіксації дебітоміра у свердловині. Він складається з чотирьох пластинчастих полозів, штовхача і пружини, що розпирає полози. Прилад дозволяє проводити вимірювання дебіту в 24 інтервалах в процесі одного його спуску. Тривалість досліджень при цьому не перевищує 2 год. Для розшифровки діаграми запису дебітографа ДГРГ–2А на поверхні по контрольному годиннику фіксують тривалість всього процесу вимірювань.

Найбільш розповсюджені швидкісні дебітоміри і витратоміри з дистанційним керуванням (пакерні, безпакерні, з обертальною турбінкою-датчиком та із загальмованою турбінкою-датчиком): РГД-1, РГД-3, РГД-5, РГД-6, РГД-2М, “Терек-3”, “Кобра-36Р”, ДГД-2, ДГД-4 та ін. Дебітоміри мають дистанційно керовані пакеруючі пристрої. В якості датчика використовуються турбінки, що обертаються в кільцевій магнітній муфті. Дистанційні дебітоміри обладнані простими контактними перетворювачами швидкості обертання турбінки в електричний сигнал і різними типами пакеруючих пристроїв. Обертальна турбінка створює імпульси, що відповідають дебіту. Імпульси по кабелю передаються на поверхню і реєструються на самописці або візуально.

9.2.3 Дистанційні швидкісні витратоміри і дебітоміри

Витратоміри РГД-3, РГД-4, РГД-5 і РГД-6 призначені для вимірювання дебітів (витрат) у свердловинах при закачці води безпосередньо через експлуатаційну колону. Вимірювальні частини цих приладів мають однакову конструкцію. Відмінності полягають у конструкціях пакера і центратора.

9.2.3.1 Свердловинний дистанційний витратомір РГД–3

витратомір РГД-3 (рис. 9.2) – це безпакерний прилад парціального типу, тобто з його допомогою вимірюється тільки частина від загальної витрати води, що проходить через переріз свердловини.

Витратомір складається з корпусу, що являє собою порожнисту калібровану трубу, в якій за допомогою напрямних дужок 3 кріпиться датчик з незагальмованою турбінкою 7. Всередині труби встановлені струминовипрямлячі 6 і 9 для згладжування завихрень потоку до і після турбінки. За допомогою магнітної муфти 8 турбінка обертається, що викликає періодичні коливання магнітного переривача струму 5, роз-міщеного в герметичній камері, виготовленій з немагнітного матеріалу (латунь, бронза). Турбінка виготовлена із алюмінієвого сплаву або оргскла. Вісь турбінки обертається на конічних агатових підп’ятниках. В якості вторинного приладу використовується електроімпульсний лічильник типу СБ–1М/100. Для збільшення діапазону вимірюваних витрат у приладі передбачені дві змінні турбінки і дифузори різного діа-метра. З метою використання приладу для проведення до-сліджень у свердловинах різного діаметра (в свердловинах з діаметром експлуатаційної колони 168 – 219 мм) і для збільшення чутливості при невеликих витратах на трубу ззовні надягають насадки (змінні циліндри) 4, що зменшує кільцевий зазор і скеровує більшу частину потоку через калібрований канал. При цьому швидкість потоку, що проходить через прилад, збільшується.

Витратомір спускають у свердловину на одножильному кабелі 1, закріпленому в головці 2, з допомогою лебідки каротажного підйомника.

Імпульси струму по кабелю 1, з’єднаному через кабельну головку 2 з контактом, що знаходиться в герметичній камері, передаються на поверхню до електричного лічильника каротаж-ної станції або станції АПЕЛ. Зміна швидкості обертання турбінки, що спостерігається по лічильнику, дозволяє судити про зміну швидкості потоку води, що проходить через до-сліджуваний переріз свердловини, а отже, і про її витрату.

Діаметр корпусу витратоміра РГД-3 дорівнює 100 або 110 мм. Прилад має змінні насадки 4 діаметром 140 і 170 мм. Діаметр каналу дорівнює 100 мм, а діаметр турбінки – 95 мм.

Витратомір РГД-3 призначений для дослідження нагнітальних свердловин із приймальністю від 20 до 3000 м³/доб при нагнітанні безпосередньо через обсадну колону. Вимір у всьому діапазоні забезпечується застосуванням двох змінних турбінок з різним кроком лопатей.

Витратомір РГД-4 відрізняється від РГД-3 тим, що в його нижній частині замість пакера змонтований центратор, що фіксує корпус витратоміра у стовбурі свердловини. Центратор складається з чотирьох шарнірно з’єднаних полозів, що розкриваються у свердловині за допомогою пружинного штовхача. Наявність центратора дозволяє отримати більш стабільні покази приладу. Витратомір РГД-4 застосовують при вимірюваннях великих витрат води.

1 - кабель; 2 - кабельна головка; 3 - напрямні дужки; 4 - насадка; 5 - переривач струму; 6, 9 - струминовипрямлячі; 7 - турбінка; 8 - магнітна муфта Рисунок 9.2 – Схема свердловинного дистанційного витратоміра для дослідження нагнітальних свердловин РГД-3

За допомогою приладів РГД-3 і РГД-4 можна виміряти відносну витрату води по пропластках, оскільки їхні покази суттєво залежать від діаметра свердловини. Тому спочатку виміряють загальну витрату води (при установці приладу вище покрівлі верхнього пласта), а значення витрат рідини по нижчих пропластках визначають як відношення показів приладу при кожному вимірюванні до загальної витрати.

Для проведення контрольних вимірювань в нагнітальних свердловинах розроблена конструкція глибинного витратоміра РГД-6 з абсолютним пакером. На відміну від витратомірів РГД-3 і РГД-5 він обладнаний гідравлічним пакеруючим пристроєм, що забезпечує повне перекриття кільцевого зазору у свердловинах різного діаметра (від 140 до 180 мм).

9.2.3.2 глибинний дистанційний дебітомір ДГД-4 із

Парасольковим пакером

Схема дебітоміра ДГД-4 показана на рис. 9.3. Дебітомір складається з двох основних частин: вимірювальної частини, що являє собою датчик турбінного типу з магнітною муфтою і переривачем струму, і пакеруючого пристрою з пакером парасолькового типу, що розкривається з допомогою гідравлічного реле часу.

До складу датчика входять турбінка 5, магнітна муфта 4, пластинчастий магніт і переривач струму 3.

Вісь турбінки вільно обертається на конічних агатових підп’ятниках. за допомогою магнітної муфти 4 турбінка 5 обертається, що викликає коливання магнітної стрілки переривача струму 3, розміщеного в герметичній камері, виготовленій з латуні або бронзи. На вході рідини перед турбінкою встановлений струминовипрямляч 7, а на виході – обтікач потоку, що запобігає забрудненню магнітної муфти. Турбінка виготовлена з алюмінієвого сплаву або органічного скла і має шість лопатей.

Пакер приладу складається з дванадцятьох підпружинених пружинами 10 бронзових пелюсток 12, що виготовлені з пружинної стрічки зі сталевими ребрами жорсткості і можуть обертатися навколо своїх осей. Під час спуску на задану глибину пелюстки пакера утримуються в закритому стані муфтою 14, жорстко з’єднаною з підпружиненою тягою 9.

Переміщенню тяги вниз перешкоджає кульковий затвор 15. При цьому вхідні вікна 11 закриті пелюстками пакера, а вихідні вікна 6 – рухомою втулкою 8, яка з’єднана з муфтою

Рисунок 9.3 – Схема глибинного дистанційного дебітоміра ДГД-4

тягою. Пакер приладу розкривається автоматично після витримки певного часу з допомогою гідравлічного реле часу, що розміщене в нижній частині приладу. Воно складається з двох камер, роз’єднаних підпружиненим поршнем 20. Усі деталі гідравлічного реле часу знаходяться всередині корпуса 17. З моменту взведення реле його поршень під дією зусилля розтягнутої пружини 19 повільно переміщається вверх, витісняючи трансформаторну оливу через дросельний вкладиш 18 з верхньої камери реле в нижню. В кінці свого ходу поршень, вийшовши в розточену частину циліндра вкладиша, переміщається стрибком, досягає крайнього верхнього положення, штанга 16 ударяє по ковпачку кулькового затвора 21 і відкриває його. Кульки затвора, випадаючи в розточку ковпачка, звільняють тягу. Звільнена тяга під дією зусилля стиснутої пружини переміщується вниз і тягне за собою муфту і втулку. Під дією пружин пелюстки пакера розходяться, утворюючи парасолю, яка перекриває кільцевий зазор між стінками свердловини і корпусом приладу. Одночасно з цим відкриваються вікна дебітоміра. З цього моменту рідина, що поступає в свердловину із пласта, потрапляє в робочий канал дебітоміра і у вимірювальний датчик.

Внаслідок того, що під час спуску приладу пакер утримується в закритому стані, то вхідні і вихідні вікна приладу закриті: нижні – пелюстками пакера, а верхні – рухомою втулкою, з’єднаною тягою з муфтою, що утримує пелюстки пакера. Вікна відкриваються тільки на вибої свердловини одночасно з розкриттям пакера. Таким чином, турбінка приладу не обертається під час спуску (що збільшує ресурс її роботи) і надійно захищена від забруднення парафіном і механічними домішками. Для усунення можливості забруднення турбінки (особливо її опор) при вимірюванні дебіту прохідні вікна обладнані сітчастими фільтрами. Крім того, в приладі з метою захисту рухомих деталей гідравлічного реле часу від забруднення перед розділювальним поршнем 22 встановлений сітчастий фільтр 23. Деталі кулькового затвору також захищені від забруднення.

в якості робочої рідини гідравлічного реле використовують оливу, в’язкість якої підбирають в залежності від часу витримки і температури в свердловині. Гідравлічне реле зрівноважується по відношенню до зовнішнього тиску в свердловині розділювальним поршнем.

Крім того, до складу приладу входять кабельна головка 1, електронний блок 2 і пружина 13.

Границі вимірювання дебіту приладом ДГД-4 становлять від 5 до 200 м³/доб, діаметр 42 мм, довжина 1250 мм, маса 7,5 кг.

Перевагами дебітоміра ДГД-4 є надійність в експлуатації і простота конструкції за рахунок використання гідравлічного реле часу, що є більш характерним для приладів з місцевою реєстрацією показів.

Недоліком приладу є те, що у випадку необхідності зняття профілів продуктивності свердловини по декількох пропластках його необхідно піднімати з розкритим пакером. Це може спричинити пошкодження пакера і вимагає обладнання башмака колони насосно-компресорних труб спеціальною воронкою. Крім того, пакер парасолькового типу не забезпечує постійного перекриття кільцевого зазору (якість перекриття зазору залежить від величини вимірюваного дебіту, від технічного стану експлуатаційної колони та інших факторів).

Цей недолік усунуто в дистанційному дебітомірі ДГД-2, в якому використовується абсолютний пакер. Дебітомір ДГД-2 призначений для визначення величини припливу рідини із окремих пропластків продуктивного горизонту в нафтових свердловинах при фонтанному або компресорному способі видобутку нафти. Вимірювальний перетворювач приладу складається із турбінки і магнітного переривача струму. При обертанні турбінки відбувається періодичне переривання струму з частотою, пропорційною частоті обертання турбінки. Абсолютний пакер дебітоміра являє собою гофровану трубку, виготовлену із еластичної гуми. Розкриття і закриття пакера здійснюється з допомогою насоса, що приводиться в дію електродвигуном постійного струму. Відпомповують рідину із пакера шляхом реверсування електродвигуна за рахунок зміни напряму струму. В якості вторинного приладу використовується електронний вимірювальний прилад ИД-3, що має два діапазони вимірювання.

Дебітоміри ДГД-5, ДГД-6, ДГД-7 і ДГД-8 призначені для дослідження свердловин, обладнаних ліфтом невеликого діаметра. Ці дебітоміри обладнані пакерами ліхтарного типу і електромеханічним приводом. Дебітоміри ДГД-8 і ДГД-6 (малогабаритний дебітомір з діаметром корпусу 30 мм) використовують також для дослідження глибиннонасосних свердловин через затрубний простір.

Дебітоміри-витратоміри РГД-2М, РГД-36, РГ-1 і “Кобра-36Р” застосовують для дослідження фонтанних і нагнітальних свердловин. Вимірювальний перетворювач цих приладів складається із турбінки з кільцевим постійним магнітом і переривача струму. Основні відмінності цих приладів полягають в конструкції пакеруючого пристрою.

Одним з найбільш надійних і простих в експлуатації приладів є дебітомір-витратомір РГД-2М. Він випускається на діапазони вимірювання 5 – 50 м³/доб (з пакером) і 5 – 90 або 1000 – 3000 м³/доб (без пакера). Прилад може працювати при тисках до 35 МПа і температурі до +70 ^оС. Діаметр корпусу 42 мм, довжина не перевищує 1800 мм.

В приладі РГД-2М застосовується пакер ліхтарного типу, що складається із пружинних стрічок, прикріплених до рухомих втулок, і манжети у вигляді порожнистого зрізаного конуса з діафрагмою. Пакер розкривається за допомогою електродвигуна блока керування, що через редуктор обертає два ходові гвинти.

Пакер утримується в закритому стані за допомогою рухомої труби, яку насувають на пакер. Крім того, це запобігає пошкодженню пакера при спуско-підіймальних операціях. Вхідні вікна при цьому закриті. Вертушка під час спуску приладу не працює і надійно захищена від забруднення.

Після досягнення приладом заданої глибини вмикають електродвигун, що за допомогою гвинтової пари переміщує рухому трубу вверх. При цьому спочатку відкриваються вікна для проходу рідини через прилад. Потім труба зчеплюється з тягою, що з’єднана з втулкою, яка має виступи. При подальшому русі труби втулка переміщує нижню основу пакера. Пружинні стрічки пакера вигинаються і притискають манжету до колони. Пакер закривається за рахунок пружності пружинних стрічок, які розпрямляються при переміщенні тяги вниз. Для забезпечення потрібного коефіцієнта пакеровки на діафрагмі є калібровані отвори.

Керування роботою приладу проводиться з поверхні. Вторинний прилад витратоміра складається з реєструючого пристрою, стабілізованого джерела живлення і пристрою для керування приводом пакера.

За кордоном дистанційні витратоміри турбінного типу розробляються американською фірмою Хамбл (дебітомір Флопак) і Шлюмберже (Франція, США). В розроблених цими фірмами дебітомірах використовують різні технічні рішення, що в основному є подібними до розглянутих вище: використовують пакеруючі пристрої з абсолютним гофрованим пакером, що розкривається за допомогою аксіального поршневого насоса (при цьому прилад спускають на трижильному кабелі); турбінні датчики витрати і гідравлічні пакери; безпакерні прилади та ін.

9.2.4 Методика промислових досліджень і побудови профілів приймальності і продуктивності нагнітальних і видобувних нафтових свердловин

Витратомір спускають у затрубний простір між обсадною колоною і підйомними трубами експлуатаційних свердловин і безпосередньо в підйомні труби нагнітальних свердловин. За допомогою лубрикатора на поверхні контролюють тиск і зводять до мінімуму втрати флюїду. Від витратоміра дані по каротажному кабелю передаються для реєстрації на поверхню. Швидкість переміщення витратоміра в інтервалі дослідження складає 20-30 м/хв. Як правило кількісні вимірювання проводяться при русі витратоміра знизу вверх. Для підтвердження достовірності отриманих даних проводиться повторне вимірювання. Обертання крильчатки витратоміра реєструється по кількості обертів на хвилину. На поверхні на діаграмі фіксується глибина розташування витратоміра в момент вимірювання і кількість обертів крильчатки за хвилину. За допомогою тарувальних таблиць по кількості заміряних обертів визначають витрату рідини в м³/доб.

Дослідження необхідно починати після встановлення робочого режиму свердловин, тобто після того, як значення останніх трьох вимірів відрізняються між собою не більше ніж на 2-3%.

Дослідження свердловин проводять як точковими вимірюваннями витрати при установці витратомірів на заданих інтервалах глибини, так і безперервним записом показів приладу на бланк. Витрати по пропластках вимірюють за допомогою витратомірів відносно сумарної витрати свердловини. Цій витраті відповідають покази свердловинного витратоміра, встановленого над покрівлею продуктивного пласта. Витрату по пластах чи пропластках розраховують за формулою:

, (9.4)

де Q – сумарна витрата, заміряна на поверхні; - зменшення кількості обертів турбінки, зумовлене поглинанням води даним інтервалом; n – кількість обертів турбінки, що відповідає сумарній витраті. При справній колоні експлуатаційних труб значення n повинні бути однаковими при установці приладу як на гирлі свердловини, так і над інтервалом перфорації. Профілі приймальності і продуктивності будують на бланках стандартного геофізичного каротажу у вигляді інтегральних і диференціальниих витратограм. Диференціальну витратограму (профіль приймальності або зливу) будують на основі інте-гральної кривої, побудованої в координатах 0 – Н (z) або – H (z). (рис. 9.4). Інтенсивність поглинань або припливу ділянки при цьому визначають за методом чисельного диференціювання за формулою:

, (9.5)

де – продуктивність або приймальність досліджуваного інтервалу пласта, м³/доб; – досліджуваний інтервал,м; , – відповідно покази приладу на покрівлі та підошві пласта, об/хв.; Q – сумарна витрата свердловини, об/хв., – кількість обертів турбінки при сумарній витраті.

При проведенні досліджень методом усталених відборів багатопластового об’єкта (як і у випадку однопластового об’єкта) свердловина експлуатується на декількох усталених режимах. На кожному з них повинні бути заміряні дебіти всіх розкритих пластів (рис. 9.5).

Коли свердловинний витратомір знаходиться в положенні а, то через його вимірювальний вузол проходить тільки потік рідини із нижнього пласта 1. В цьому положенні приладом вимірюється дебіт q_а=q₁ нижнього пласта 1. Якщо прилад перемістити в положення б, то дебіт рідини буде дорівнювати сумі q_б=q₁ + q₂. Відповідно, q₂= q_б – q₁. Перемістивши прилад в положення в, в якому фіксується сумарний дебіт всіх трьох пластів q_в_,можна знайти q₃: q₃= q_в – (q₁ + q₂).

Таким чином, вимірюючи дебіт почергово над кожним розкритим пластом, можна визначити його величину для кожного пласта окремо. Провівши такі вимірювання при декількох усталених режимах і замірявши на кожному з них вибійний тиск, отримують інформацію, достатню для побудови

Q – витрата рідини; Q_i – приплив з і-того пропластка; z – вертикальна координата; l – інтервали перфорації; АВ – непрацюючий інтервал перфорації товщиною h Рисунок 9.4 – Дебітограма (а) і профіль (б) припливу рідини з пласта, який складається з трьох пропластків

I – положення витратоміра у свердловині; II – криві затухання припливу рідини Рисунок 9.5 – Схема дослідження багато- пластового об’єкта

9.3 Прилади і матеріали

дебітоміри ГД-1, ДГД-4, навчальні плакати.

9.4 Самостійна робота студентів

Вивчити призначення, будову, порядок роботи з витратомірами та дебітомірами по даному методичному посібнику

і рекомендованій літературі. Підготувати звіт зі схемами витратомірів і дебітомірів РГД-3, ДГД-4. Навести методику дослідження свердловин за допомогою витратомірів.

Порядок проведення роботи

9.5.1 Теоретично по даному методичному посібнику і рекомендованій літературі вивчити будову і принцип дії витратомірів і дебітомірів.

9.5.2 Розкласти і скласти дебітомір ГД-1 (ДГД-4). Вивчити його будову.

9.5.3 Вивчити методику промислових досліджень свердловин за допомогою витратомірів і дебітомірів.

9.6 Оформлення звіту

У звіті вказати мету роботи, дати опис витратомірів, дебітомірів з їхніми схемами. Дати розшифровку робочого бланка.

9.7 Контрольні запитання

9.7.1 Призначення дебітомірів, витратомірів.

9.7.2 Типи витратомірів.

9.7.3 Яким вимогам мають відповідати витратоміри і дебітоміри?

9.7.4 Будова і принцип дії витратомірів, дебітомірів РГД-3, ДГД-4.

9.7.5 Теоретичні основи виміру витрати за допомогою витратомірів.

9.7.6 Методика дослідження свердловин за допомогою витратомірів.

9.7.7 Суть швидкісного методу вимірювання витрати.

9.8 Список літератури

9.8.1 Васильевский В.Н., Петров А.И. исследование нефтяных скважин и пластов. – М.: Недра, 1973.

9.8.2 Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. – М.: Недра, 1989.

9.8.3 Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. – М.: Недра, 1972.

9.8.4 Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. – М.: Недра, 1980.

9.8.5 Петров А.И., Васильевский В.Н. Техника и приборы для измерения расхода жидкости в нефтяных скважинах. – М: Недра, 1967. – 191 с.

9.8.6 Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. – К.: Реал-Принт, 2004. – 695 с.

9.8.7 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.