СКАЧАТЬ:  pgmp.zip [516,72 Kb] (cкачиваний: 282)

Введение

Нефтяные месторождения представляют собой сложный объект с точки зрения регулирования и эксплуатации. Разработка нефтяных месторождений коренным образом отличается от разработки месторождений других полез­ных ископаемых.

Это отличие обусловлено, главным образом, значительной подвижно­стью нефти и изменениями ее физических свойств в процессе эксплуатации нефтяных месторождений, наличием в составе пластовой нефти попутного газа и особенностями геологического строения, коллекторных свойств залежей нефти.

Данная специфика выдвигает особые требования как к подготовке ме­сторождения к разработке, так и к самому процессу выработки запасов нефти из продуктивных пластов. Вот почему в период подготовки месторождения к разработке и в процессе разработки используются в больших объемах первичная информация, полученная:

а) лабораторными методами изучения образцов горных пород (керна, шлама), вскрытых скважинами разрезов;

б) лабораторными методами изучения физико-химических свойств пла­стовых нефтей и газов;

в) геофизическими методами исследования бурящихся, контрольных об­саженных и необсаженных и действующих скважин.

г) термогидродинамическими методами исследования контрольных, пьезометрических и действующих скважин.

Весь комплекс перечисленных исследований представляет собой осно­ву контроля за  процессом разработки нефтяных месторождений.

Дебитометрия.

Дебитометрия - один из самых основных методов изучения экспе­риментальных характеристик пласта.

Применяются две модификации дебитометрии: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации входят в полный комплекс исследований действующих скважин.

1. 1.                Механическая дебитометрия-расходометрия используется для сле­дующих целей:

а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

б) выявление перетоков между перфорированными пластами после ос­тановки скважины;

в) распределение общего (суммарного) дебита (расхода) по отдельным пластам;

г) построение профиля притока или приемистости пласта по его отдель­ным интервала

         Наибольшее распространение получили турбинные расходомеры (объемного типа).

         Основные требования к механическим дебитометрам-расходомерам:

а) коэффициент нелинейности не более 3%;

б) динамический диапазон не менее 50;

в) порог чувствительности пакерных приборов не более Зм^сут., для беспа-керных - не более 20м³/cyт;

г) поток в измерительной камере стабильный;

д) стабильный коэффициент пакеровки - не менее 0,9 с погрешностью 5%;

е) амплитуда полезного сигнала больше уровня помех не менее чем в 5 раз.

         Шаг точечных измерений - 0,2-0,4м.

         При непрерывной записи точечные замеры производятся между пла­стами (в неперфорированных участках обсадной колонны).

         Измерения механическими дебитомерами-расходомерами считаются качественными, если выполняются следующие условия:

а) непрерывные записи показаний прибора отвечают требованиям техниче­ской инструкции на прибор;

б) в установившемся режиме работы скважины расхождения показаний основных и контрольных замеров, а также точечных измерений в перемычках над исследуемыми интервалами не превышает 10%;

в) расхождение суммарных дебитов скважины, определенным по данным дебитометра и измерений на поверхности, не должно превышать 20%;

         Процесс обработки дебитограмм с целью выделения интервалов при­тока (приемистости) и количественной оценки распределения общего дебита (расхода) по отдельным пластам и пропласткам включает:

а) обработку непрерывной диаграммы с целью разметки глубины и нанесе­ния масштаба записи показаний (непрерывные диаграммы количественной интерпретации не подлежат);

б) построение по данным измерений по точка интегральной диаграммы и дифференциальной диаграммы, показывающей величину притока (приеми­стости), приходящую на единицу мощности пласта.

Интегральная дебитограмма является основным документом исследования (“ ”)   

При построении интегральной дебитограммы точки на графе соединяют прямыми линиями от подошвы к кровле интервала притока (приемистости), причем только те точки, которые имеют положительное (или равные нулю) приращение показаний, относительно предыдущей точки. Из нескольких из­мерений на одной точке за истинные принимают максимальные значения (при лучшей пакеровке).

Дифференциальная дебитограмма, характеризующая распределение де­битов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляются в виде ступенчатой кривой - гистограмма, получаемой путем перестройки ин­тегральных дебитограмм.

При исследованиях скважины на нескольких установившихся режи­мах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов (в м³/сут) от величины забойного давления.

По результатам изучения скважины в период восстановления пласто­вого давления строят кривые спада дебита: по оси абсцисс откладывают вре­мя замера после закрытия скважины в с., по оси ординат - величину дебита в см³/сут или м³/сут.

1. 2.                Термокондуктивная дебитометрия основана на физическом прин­ципе работы термометров - термокондуктивный анемометр, работающий в режиме постоянного тока, т.е. на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит рези­стор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окру­жающей среды. Величина приращения температуры термодатчика DT, по­зволяющая судить о скорости потока, определяются по измерениям приращения либо сопротивления датчика DR(СТД-2), либо частоты Df, ко­гда датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2).

1. Наряду со скоростью потока на показания термокондуктивных дебитомеров влияют и другие факторы (теплофизические свойства среды, режим течения, геометрия обте­кания датчика потоком и т.д.), которые не всегда могут быть учтены при интерпритации полученных результатов.

2. К достоинствам термокондуктивной дебитометрии относятся:

а) сравнительно высокая чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов;

б) отсутствие пакера и движущих частей.

3. При контроле разработки нефтяных месторождений ТД служит в основ­ном лишь в качестве индикатора притока.

Данные ТД используются для решения следующих задач:

а) выделение интервалов притока или приемистости, а также выявление мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих сква­жин;

б) выявление перетоков между перфорированными пластами при исследова­нии оставленных скважин.

4. Термокондуктивные дебитомеры должны удовлетворять определенным требованиям:

а) допустимая погрешность определения приращения температуры датчика не превышает 0,2°С;

б) тепловая инерционность датчика не более 10с.;

в) порог чувствительности прибора к осевому потоку не выше 4м³/cyт.;

г) верхний предел измерений дебета осевого потока не ниже 150м³/сут.

5. Запись осуществляется при подъеме прибора со скоростью 100-120м/ч.

Термодебитограммы считаются некачественными при наличии следую­щих недостатков:

а) несоответствие общим требованиям, предъявляемым к записям и про­грамме исследований;

б) отсутствие числовых показаний в начале и конце записи;

в) отклонение блика при проверке стабильности панели и аппаратуры стан­ции превышает 3 мм;

г) отсутствие повторяемости основной и контрольной дебитограмм по форме и по количественным значениям приращений;

д) невозможность привязки дебитограмм по глубине в соответствии с пока­заниями ГК или локатора муфт с погрешностью не более 1м.

Локация муфт и перфорационных интервалов применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифто­вых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфораций в благоприятных условиях.

1. Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины.

2. Аппаратура, предназначенная для локации муфт и перфорированных интервалов, должна удовлетворять следующим требованиям:

а) расстояние от полюсных наконечников до ферромагнитных частей прибо­ра не менее 40мм.;

б) переходник между локатором и основным прибором должен быть выпол­нен из немагнитного материала;

3. В процессе спуска прибора выполняют следующие операции:

а) контролируют работу прибора по фиксации муфт лифтовых труб;

б) устанавливают нулевую линию не середине шкалы фоторегистратора;

в) устанавливают масштаб записи таким образом, чтобы муфтовые соедине­ния колонны отбивались отклонениями блика гальванометра на 5-10см.

4. Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора.

5. Для определения глубины нахождения искусственного забоя произ­водится контрольная запись, включая отбивку забоя и 2-3 муфтовых соеди­нения. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра.

6. При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью (200-3 00м/ч) перемещения прибора.

Интервал перфорации может не выделяться совсем или выделятся оши­бочно в следующих случаях:

а) кородирование труб (изменение магнитного потока);

б) цементная корка и грязь на поверхности труб (изменение магнитного за­зора),

в) изменение намагниченности обуславливает форму кривой, похожую на форму кривой для интервала перфорации.

         Термоанемометрические глубинные расходомеры используют зависимость между количеством тепла, отдаваемым непрерывно нагреваемым телом, помещенным в поток вещества, и расходом этого вещества. Выпускаемые в США термоанемомегрические глубинные расходомеры применяются для измерения расхода в газовых скважинах.

         В качестве чувствительного элемента в этом приборе использован терморезистор с высоким температурным коэффициентом сопротивления.         Терморезистор обтекается измеряемым потоком газа, который его охлаждает, вследствие чего сопротивление терморезистора уменьшается. В связи с этим сила тока в цепи увеличивается. По величине тока судят о скорости газового потока.

         К достоинствам этих расходомеров относится весьма широкий диапазон измерения скоростей потока и весьма простое устройство. Одним из основных недостатков термоанемометрических расходомеров является нестабильность их характеристики во времени.

Исследование притока и поглощения

жидкости и газа в эксплуатационных

и нагнетательных скважинах

         Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднородности коллекторов, определения эффективности перфорации, гидроразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента продуктивности отдельных прослоев, а также для решения других задач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каждого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходимо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.

         В результате исследований получают график изменения суммарного (для всех пластов ниже заданной глубины) или поинтервального дебитов по глубине скважины, называемых профилями притока (поглощения) жидкости или газа.

         Профили притока получают следующими методами: 1) измерением скорости движения жидкости в стволе скважины с помощью специальных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (первые предназначены для исследования эксплуатационных скважин, вторые — нагнетательных); 2) определением скорости движения по стволу скважины некоторой «метки», например, радиоактивных изотопов, нагретой воды и т.п., добавленных в поток флюида, или части флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или другими свойствами; 3) изучением

изменений температуры флюида в месте его истечения (эффект Джоуля-Томсона).

Определение интервалов притока и поглощения скважинными дебитомерами (расходомерами)

         Скважинный дебитомер или расходомер состоит из следующих основных узлов: датчика, воспринимающего движение флюида и вырабатывающего электрический сигнал, величина которого функционально связана со скоростью потока; пакера, перекрывающего пространство между дебитомером и колонной труб (стенками скважины) для направления всего потока флюида через канал, в котором расположен датчик; механизма управления пакером, служащего для дистанционного раскрытия и закрытия пакера после спуска прибора на заданную глубину.

         Дебитомеры и расходомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная величина регистрируется устройством, помещенным в самом скважинном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помощью спускового механизма, также размещенного в скважинном снаряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регистрируется обычными регистраторами станций.

         Наиболее распространены дебитомеры и расходомеры с дистанционной передачей показаний. Их преимущества перед приборами с местной регистрацией параметров заключаются в возможности непосредственного наблюдения за результатами исследования. Они позволяют осуществлять многократное раскрытие и закрытие пакера, а следовательно, проводить за один спуск исследования на различных глубинах и в разных интервалах.

         Преимущество дебитомеров с местной регистрацией — простота конструкций; они не требуют специального оборудования (каротажных станций). Измерения с ними обычно выполняет персонал промыслов.

         Дебитомеры различаются также способом пакеровки. Дебитомеры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока через измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважины и дебитомером.

         Для лучшего перекрытия зазора между дебитомером и стенками обсадной колонны материал абсолютного пакера должен быть эластичным. Его обычно делают из маслостойкой резины или специальной эластичной ткани. Он имеет форму цилиндрической трубки с продольными гофрами, концы которой плотно крепятся к корпусу прибора. При движении прибора по скважине пакер складывается так, что его диаметр не превышает диаметра остальной части скважинного прибора. Для раскрытия пакера внутрь его насосом закачивают буровой раствор; пакер раздувается и, приобретая овальную форму, прижимается к колонне. В некоторых дебитомерах пакер управляется электромеханическим приводом. Пакер раскрывается за счет сгибания нескольких пар пластин, к которым прикреплена ткань пакера.

         Зонтичные пакеры не полностью перекрывают зазор между прибором и колонной. Их преимущество — более простая система раскрытия. Зонтичные пакеры раскрываются с помощью специального микродвигателя, питаемого током по кабелю. В дебитомерах с местной регистрацией пакеры раскрываются с помощью спускового механизма и реле времени.

         Существуют также более простые дебитомеры без пакеров. Их применение целесообразно при измерении больших расходов жидкости или газа, а также при стационарной установке прибора в скважине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается примерно постоянной.          Введение пакеров в конструкцию дебитомеров вызывает значительное усложнение их конструкции, но в то же время повышается точность определения дебитов.

         По принципу действия основного элемента — датчика наиболее распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относятся к одному из двух типов: турбинным (вертушечным) или термоэлектрическим.

         Исследования дебитомерами, как правило, проводят в действующих скважинах. Лишь при необходимости установления межпластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.

         В скважинах, эксплуатируемых фонтанным или компрессорным способом, а также в наблюдательных скважинах приборы опускают через специальное устройство — лубрикатор, позволяющее проводить работы без остановки скважины при буферном давлении на устье.

         Исследование дебитомерами, опускаемыми через насосно-компрессорные трубы (НКТ), возможно лишь в части разреза, расположенной ниже НКТ. В скважинах, эксплуатируемых глубинными насосами, дебитомеры можно спускать в межтрубье. Спуск приборов через лубрикатор, особенно при высоком буферном давлении, относится к числу опасных работ и должен проводиться согласно специальным инструкциям для каждого типа лубрикатора.

         Исследования могут проводиться при непрерывном движении прибора в скважине либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. Последний способ наиболее типичен для пакерных дебитомеров с абсолютным пакером.

Дебитограмма

         При обработке результатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов в минуту переходят к абсолютным величинам — дебиту в кубических метрах в сутки. При отсутствии градуировочного графика дебит

выражают в относительных величинах — долях от полного дебита выше интервала перфорации или фильтра. Рассчитанные таким образом величины откладывают по абсциссе диаграммной бумаги против соответствующих отметок глубины. Обычно из-за неустойчивости потока, различных помех и погрешностей измерений точки на графике имеют некоторый разброс, поэтому через них проводят усредняющую кривую. Крупные погрешности, связанные с засорением турбинки и т. п., исключают путем повторных исследований.

         Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, называется интегральной дебитограммой (рис. 1, а, кривая 1). Она показывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Приращение показаний в определенном интервале пропорционально количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интервалом. Так, на рис. 202 притоки жидкости наблюдаются в четырех интервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть притока (7 м3/сут, или около 40%) связана с верхним интервалом (1529 —1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят дифференциальную дебитограмму (см. рис. 1, а, кривая 2), показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Для получения абсцисс этой кривой приращения показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в котором наблюдается соответствующее приращение.

Рис.1 Примеры дебитограмм, зарегестрированных турбинным (а) и термоэлектрическим (б) дебитомерами

1 – интегральная дебитограмма, 2 – дифференциальная дебитограмма

         Непрерывную регистрацию диаграмм изменения дебита с глубиной осуществляют беспакерными дебитомерами или дебитомерами с неполной пакеровкой. Замеры можно проводить как при подъеме, так и при спуске прибора в скважину. При обработке дебитограмм необходима вводить поправку на скорость движения прибора, так как измеряемая прибором скорость есть скорость относительного движения жидкости (газа) и прибора и отличается от истинной скорости потока на скорость движения прибора. Если прибор движется навстречу потоку, чувствительность турбинных дебитомеров возрастает. Скорость движения: должна быть выше стартовой скорости вертушки (той скорости потока, ниже которой он не в состоянии стронуть вертушку).

         На рис. 1, б изображена схематическая дебитограмма, полученная термодебитомером. При переходе через интервал, на котором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влияния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиального потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается минимум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля — по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой.         Количественное определение дебита проводят по разнице 8Т между показаниями ЛТ ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений 8Т к дебиту осущестляют по градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при одной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за различия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода — нефть или вода — газ. Аналогично производят построение интегрального и дифференциального профилей по данным механической расходометрии. Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое.

Пакеры

         Глубинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные 1) для направления всего измеряемого потока через калиброванное сечение прибора или 2) для центровки положения глубинного снаряда в стволе скважины. Первые называются пакерующими устройствами, вторые — центраторами.

         В глубинных приборах применяют следующие типы пакеров а) гидравлические (резиновые), раскрываемые с помощью насосов, б) механические (пружинные), раскрываемые с помощью двигателей и реле, в) манжетные, не управляемые. Гидравлические пакерующие устройства обеспечивают коэффициент перекрытия, близкий к единице. Гидравлические пакера, состоящие из насоса с двигателем и пакера, применяются в глубинных дистанционных приборах. Принцип действия их основан на закачке скважинкой жидкости в раздуваемый пакер, изготовленный либо из маслобензостойкой резины, либо из специальной эластичной ткани.

         Механические пакерующие устройства состоят из пакера, образованного пружинящими лепестками или лентами, и силового привода. В глубинных дистанционных приборах для управления работой пакера используется электромеханический привод. В приборах с местной регистрацией пакер раскрывается с помощью пружинных двигателей с гидравлическим реле времени.

         Электромеханический привод обычно состоит из электродви-1ателя постоянного тока с редуктором. При включении электродвигателя вращение передается через муфту ходовому винту, по которому поступательно перемещается гайка, раскрывающая и закрывающая пакер.   Основными преимуществами привода этого типа являются: а) возможность управления работой пакера по сигналу оператора; б) многократность открытия и закрытия пакера.

         Гидравлическое реле времени представляет собой заполненный вязкой жидкостью (маслом) цилиндр с поршнем, на боковой поверхности которого имеются дроссельные канавки. Поршень перемещается в цилиндре под действием усилия пружины растяжения, вытесняя масло через дроссельные канавки из одной камеры в другую. В конце хода шток поршня освобождает защелку, удерживающую лепестки пакера в сложенном состоянии, после чего раскрывается.

         Время полного хода поршня определяется скоростью истечения жидкости через канавки. Недостатком гидравлического реле времени является нестабильность времени срабатывания, так как скорость истечения масла зависит от многих факторов: вязкости, температуры, зазоров и др.

Назначение и классификация глубинных расходомеров

         Глубинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы нефтяных и нагнетательных скважин. С помощью глубинных расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи-

1) измеряют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной;

2) определяют место и значение притока по вертикали нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности гидравлического разрыва пласта и местообразования трещин;

3) устанавливают характер притока жидкости из пласта в скважину (изменение притока в зависимости от забойною давления) при гидродинамических исследованиях пласта;

4) выявляют водопринимающие пропластки в нагнетательных скважинах и определяют количество поступающей в них жидкости при изучении технологических процессов поддержания пластового давления методом закачки воды в пласт;

5) определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению притока по стволу скважины;

6) устанавливают наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.

         При измерений расхода жидкости в различных точках ствола и на забое скважины могут быть два характерных случая: жидкость поступает из пласта и движется от забоя к устью; жидкость нагнетается в скважину и движется от устья к забою. Специфические условия измерения расхода в скважине приводят к необходимости особого конструктивного оформления приборов по сравнению с приборами для измерения расхода на поверхности. К этим условиям относятся следующие: в процессе измерения прибор находится в самой измеряемой среде и на него действуют давление и температура окружающей среды; диаметр прибора ограничен внутренним диаметром насосно-компрессорных труб, следовательно, наружный диаметр прибора не должен превышать 45 — 50 мм; измеряемый поток представляет собой смесь нефти, воды и растворенного газа. Вместе с жидкостью из скважины выносятся механические примеси (песок и др.).

         В соответствии с указанными условиями при создании приборов уделяют внимание выполнению следующих требований: прибор должен иметь устройство, обеспечивающее перекрытие поперечного сечения скважин в зоне измерения и направление всего измеряемого потока через измерительное устройство (в качестве таких устройств применяют пакеры различных конструкций); измерительные элементы должны быть изготовлены из износоустойчивых и коррозионностойких материалов; измерительное устройство должно быть разгружено относительно давления, и на показания прибора не должно влиять изменение температуры.

         По способу получения отсчета глубинные расходомеры можно разделить на приборы с местной регистрацией и дистанционные. Существующие глубинные расходомеры по принципу действия можно разделить на приборы: 1) постоянного перепада давления; 2) верхушечные (с турбинной); 3) колориметрические.

         Дистанционные расходомеры и дебитомеры спускают в скважину на одножильном кабеле типа КОБД-4 или КОБДФМ-2.

         Глубинные расходомеры РГД-3, РГД-5 и РГД-6 предназначены для измерений в скважинах при закачке воды непосредственно через эксплуатационную колонну. Измерительные части глубинных снарядов расходомеров этого типа имеют одинаковую конструкцию. Основное отличие состоит в конструкции пакерующего устройства.

         Расходомер РГД-3 не имеет пакера и является прибором парциального типа, т. е. с его помощью измеряется только часть общего расхода воды, проходящей через сечение скважины.

         Глубинный расходомер РГД-5 снабжен манжетным пакером и центратором.

         Весь поток жидкости проходит через; калиброванное сечение струенаправляющей трубы, в которой расположена турбинка. Эластичные резиновые мембраны, не затрудняя спуск прибора в скважину, обеспечивают надежное перекрытие кольцевого зазора между стенками скважины и струе-направляющей трубой. Для фиксации положения прибора в скважине к наружной поверхности центрального корпуса крепится пружинный фонарь, предохраняющий резиновые манжеты пакера от повреждений.

         Манжетный резиновый пакер надежно перекрывает кольцевой зазор, если диаметр эксплуатационной колонны не превышает 10 мм своего номинального значения.

         Глубинный расходомер РГД-6 предназначен для проведения контрольных измерений расходов воды в нагнетательных скважинах. В отличие от расходомеров РГД-3 и РГД-5 он снабжен гидравлическим пакерующим устройством, обеспечивающим полное перекрытие кольцевого зазора в скважинах различного диаметра (от 140 до 180 мм).

         Глубинный дистанционный прибор РГД-2М (рис. 143) предназначен для измерения дебитов нефти и расходов воды. В качестве чувствительного элемента применяется вертушка 8, на оси которой закреплена магнитная муфта 7. Пакерующее устройство состоит из пакера фонарного типа и привода. Пакер состоит из пружинных лент 11, прикрепленных к подвижным втулкам 14,  манжеты 13, выполненной в виде полуусеченного конуса с диафрагмой 12. Манжета изготавливается двух размеров для закрепления пакером колонн разного диаметра (до 150 мм). Привод пакера состоит из электродвигателя 2 с редуктором 3 и винтовых пар: промежуточная винтовая пара 4 предназначена для выключения двигателя в том случае, если пакер полностью открыт или закрыт, а основная пара 5 – чтобы открыть и закрыть пакер.

         Перед спуском глубинного снаряда в скважину нижний конец подвижной трубы 9 надвинут на пакер, удерживая его в закрытом состоянии и одновременно предохраняя его от повреждений при спуско-подъемных операциях. При этом входные окна глубинного снаряда закрыты. Таким образом, вертушка во время спуска прибора не работает и надежно защищается от загрязнения.

         После достижения заданной глубины включается электродвигатель, который с помощью основной винтовой пары перемещает подвижную трубу 9 вверх. При этом вначале открываются окна для прохода жидкости через прибор. Затем труба входит в зацепление с тягой 10, которая соединена со втулкой 15, имеющей выступы. При дальнейшем движении трубы втулка 15 перемещает нижнее основание пакера. Пружинные ленты его выгибаются и прижимают манжету к колонне. Пакер закрывается за счет упругости пружинных лент, распрямляющихся при перемещении тяги вниз. Для обеспечения определенного коэффициента пакеровки на диафрагме 12 имеются калиброванные отверстия.

         Управление работой прибора производится с поверхности. Вторичный прибор расходомера состоит из регистрирующего устройства, стабилизированного источника питания и устройства для управления приводом пакера. Вторичный прибор установлен в аппаратурном стенде лаборатории АПЭЛ-66.

         Глубинный дебитомер-расходомер РГД-2М. является одним из наиболее надежных и простых приборов. Он выпускается на пределы измерения 5—50 м3/сут (с пакером) и 5—90 иди 1000—-3000 м3/сут (без пакера). Прибор может работать при давлениях до 350 кгс/см2 и температурах до +70°С. Диаметр корпуса его 42 мм, а длина не превышает 1800 мм.

Глубинные дебитомеры с местной регистрацией

         Приборы этой группы имеют поплавково-пружинные и турбинные датчики расхода. Колонна перекрывается с помощью механических пакерующих устройств.

         Глубинный дебитомер ГД-1 представляет собой прибор поплавково-пружинного типа с механическим пакерующим устройством.

Список литературы

1. 1.     Габдуллин Т.Г. , Хисамов Р.С., Бадикова Л.Г., Тугашова Л.Г. Основы контроля за разработкой нефтяных месторождений: Учебное пособие. – Альметьевск, тип. АлНИ, 2002 г. 156 с.
2. 2.     Добрынин В.М. Геофизические исследования скважин. -Москва, Нефть и газ, 2004год, 398стр
3. 3.     Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин -Москва, Недра, 1973год, 344стр
4. 4.     Исакович Р.Я. Технологические измерениея и приборы. -Москва, Недра, 1979год, 344стр