11.2 Комплексные приборы

Для получения наиболее достоверных результатов исследо­вания скважин необходимо контролировать не только характер изменения давления, температуры и расхода жидкости, но и со­держание в ней воды и газа, вязкость, плотность и другие па­раметры.

В последние годы при исследованиях скважин стали приме­нять глубинные комплексные приборы, предназначенные для определения в процессе исследования нескольких физических величин: давления, температуры, расхода и содержания нефти, воды и газа в потоке.

Для определения фазовых соотношений потока используют конденсаторы. Емкость плоского или цилиндрического конден­сатора зависит от его геометрических размеров и диэлектриче­ской проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоян­ных размерах вызывает соответствующее изменение емкости конденсатора, что позволяет определить процентное отношение, например, воды и нефти по известным диэлектрическим посто­янным отдельно воды и нефти.

Глубинные влагомеры обычно применяют в сочетании с дебитомерами. При исследованиях скважин с помощью таких комплексных приборов получают ценную информацию о местах притока жидкости и ее обводненности по отдельным пластам и пропласткам.

Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ со­держат преобразователи расхода и влажности, а также пакети­рующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости ко­торого смонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в виде цилиндрического конденсатора.

Емкость конденсатора зависит от его геометрических разме­ров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах конденсатора вызывает изме­нение его емкости, что позволяет определять фазовое соотноше­ние в потоке воды и нефти по известным диэлектрическим по­стоянным отдельно воды и нефти.

Нижний конец преобразователя влагомера используется в качестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты, взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположение турбинки и проточного кон­денсатора способствует образованию части конденсата мелко­дисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эф­фекта вращения турбинки.

Эти приборы снабжены пакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована с пакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал, передаваемый на поверх­ность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: о со­держании воды в нефти и час­тоте вращения турбинки.

Частотный сигнал, модулиро­ванный по амплитуде, по кабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его уси­ление и разделение на два ка­нала. В первом канале происхо­дит выделение несущей частоты, характеризующей влажность по­тока жидкости, во втором — мо­дулирующей частоты, характери­зующей частоту вращения тур­бинки.

Рис. 11. 3. Комплексный прибор «По­ток-5»

Комплексный прибор «Поток-5» предназначен для из­мерения четырех величин: давле­ния, температуры, расхода и влажности жидкости. Этот при­бор (рис. 11. 3), опускаемый в сква­жину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователей ука­занных величин и пакера с элек­тромеханическим приводом. Ло­катор сплош-ности, в который входят трансформаторы 2, вклю­ченные совместно, и электронный блок, обеспечивает точную при­вязку данных к разрезу сква­жины. Датчик давления состоит из геликсной пружины 8 и индук­тивного преобразователя. Сво­бодный конец геликса соединен с ферритовым полукольцом, вхо­дящим в катушку 4. С повыше-нием или понижением давления в скважине ферри-товый сердечник перемещается внутри ка­тушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразо-вателей температуры использованы полупроводни-ковые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика с заторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти опреде-ляется с помощью емкостного датчика 10. Катушки индуктивности датчиков давления и расхода вхо­дят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индукти-вности изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности в частоту происхо-дит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подклю-чаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерения неограниченно. В автоматическом режиме ра­боты время измерения составляет 2-3 с.

Пакерующее устрой­ство состоит из пакера, образованного металлическими пласти­нами 12, пары винт—гайка 15 и электродвигателя 17. Пла­стины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, переме­щающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 со­единен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сиг­налу с поверхности гайка вначале совершает движение по вин­товой линии, перемещаясь по пазу со скосом. Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступа­тельно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При дви­жении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закреплен­ные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к обра­зующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. Диаметр корпуса при­бора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Предел измерения давления 25 МПа, погрешность ±1, 5%. Диапазоны измеряе­мых расходов мо­гут быть 1—60 или 2—150 т/сут. Предел измерения темпера­туры -100 ° С с погрешностью ±1, 5%. Масса глубинного при­бора не более 15 кг.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Балакирев Ю. А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. - 200 с.
2. Баренблатт Г. И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. С. 35-49.
3. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. - М.: Недра, 1972. -88 с.
4. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. - Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211с.
5. Басниев К. С., Цибульский П. Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. С. 55-60.
6. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с.
7. Басович И. Б., Капцанов Б. С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. - Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47.
8. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.
9. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследования пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964, -272 с.
10. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. -246 с.
11. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.
12. Василевский В. Н., Петров А. И. Исследования нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с.
13. Габдуллин Т. Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981. - 213с.
14. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310с.
15. Каменецкий С. Г., Кузьмин В. М., Степанов В. П. Нефтепромысловые исследования пластов. - М.: Недра, 1974. - 224 С.
16. Капцанов Б. С., Кульчицкий Л. Г., Симонова Г. М. Исследование точности определения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах //Азерб. нефт. хоз-во. 1986. № 8. С. 14-17.
17. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200с.
18. Кульгина Н. М., Кульгин В. Т., Гриценко И. В. Методика обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах //Газовая пром-ть. 1975. С30- ЗЗ.
19. Кундин А. С. Влияние продолжающегося притока в скважину на точность определения параметров пласта //Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. № 3. С. 41-44.
20. Ли Юн-шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки //Изв. вузов. Нефть и газ. 1960. № 3. С. 63-69.
21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористых средах. - М.: Гостоптехиздат. 1949. - 627 с.
22. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, Миннефтегазпром, ВНИИ, М., 1991. - 540 с.
23. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД-39-0147035-234-88, Миннефтегазпром, ВНИИ, 1989. -115с.
24. Наказная Л. Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Наука. 1972. - 184 с.
25. Петров А. И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972.
26. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980. - 224 с.
27. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др., Под ред. Ш. К. Гимтудинова. - М.: Недра. 1988. – 302с.
28. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974. -704 с.
29. Сушилин В. А. Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Недра, 1964.
30. Телков А. П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границ пласта. //Подземная гидродинамика. М.: Недра, 1961 С. 131-142 (Тр. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина. Вып. 33).
31. Технология и техника добычи нефти. Учеб. для вузов /А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. М. Хасаев, В. И. Гусев. Под ред. проф. А. Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986.

32. Требин Ф. А., Щербаков Г. В., Яковлев В. П. Гидромеханические методы исследования скважине и пластов. М.: Недра, 1965. - 275с.

1. Хазин О. Н., Кундин А. С. Обработка кривых восстановления давления методом В. Н. Щелкачева. //Нефт. хоз-во. 1973. № 7. С. 7-9.
2. Хейн А. Л. Теоретические основы и методика определения параметров пластов по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости и газа. //Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождении Тр. ВНИИГАЗ. М. -Л.: Гостоптехиздат. 1952. С. 80-145.
3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб для техникумов/ А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко. – М.: Недра, 1989 –480 с.
4. Чарный И. А. Определение некоторых параметров при помощи кривых восстановления забойного давления//Нефт. хоз-во. 1955. №З. С 40-48.
5. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. -369 с.
6. Чекалюк Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госуд. изд-во технич. литературы УССР, 1961. - 286 с.
7. Чернов Б. C., Базлов М. Л., Жуков А. И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.; Гостоптехиздат, I960. - 319 с.
8. Шагиев Р. Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах. //Изв. Вузов " Нефть и газ", № 11, 1960. С. 53-59.
9. Шагиев Р. Г. Анализ влияния сил инерции на кривые восстановления давления и определение параметров пласта. /Труды МИНХ и ГП, вып. 42, 1963. С. 129-142.
10. Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959. -467 с.
11. Щелкачев В. Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. ч. 1. - 586 с., ч. 2. - 493с.
12. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1988.
13. Эконамидис М. Д, Нольте К. Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. /Пер. с англ. под ред. А. И. Булатова. Краснодар, 1992. (часть 1 и 2).