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
1 2 3		15 30 45

Таблиця 8.2 – Результати обробки даних

Температура, °С	60	30	15
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.

9.2 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.