П

Рис.3.16

L1 – генераторная катушка, L2 – приемная катушка, R – нагрузочное сопротивление,

Iинд – токи, индуцируемые в исследуемой среде.

оскольку геометрические и электрические параметры обеих катушек остаются неизменными, то ЭДС, индуцируемая на приемной катушке будет целиком зависеть от электропроводности среды, находящейся между катушками. При этом полезным сигналом является амплитуда ЭДС, наведенной во второй катушке, которая пропорциональна электропроводности среды. Ограничения применения индукционных резистивиметров связано с нелинейным влиянием на их показания температуры, состава солей растворенных в скважинной жидкости, типом многофазной смеси (гидрофильный; гидрофобный). На рис.3.17 приведены примеры замеров резистивиметром для различных типов многофазных смесей (а – гидрофильная; г – гидрофобная; б и г – переходный тип).

Рис.3.17. Типичные диаграммы индукционного резистивиметра, регистрируемые в различных средах.

Гамма-гамма плотнометрия

П ри исследовании состава флюида гамма-гамма плотномером регистрируется интенсивность проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного источника гамма-излучения. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности жидкости в стволе скважины.

Существуют две модификации метода: по просвечиванию гамма-квантами слоя флюида, находящегося между источником и детектором (ГГП-П), и по рассеянию гамма-квантов окружающим прибор флюидом (ГГП-Р). Показания ГГП имеют сильную зависимость от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины. Кроме того, при работе с аппаратурой ГГП требуется строгое соблюдение правил радиационной безопасности.

Стандартным для ГГП считается диапазон измерения плотности – 0,7-1,2 г/см³, с погрешностью не выше 0,01 г/см³. При исследовании нефтегазовых смесей (пена) применение ГГП имеет ограничения, связанные со сложностью эталонирования, а также возрастанием «счета» прибора. Для дистанционных манометров диапазон измерения плотностей практически не ограничен, однако, как отмечалось выше, погрешность расчета плотности более чем на порядок хуже, чем у ГГП.

На рис.3.18 представлены результаты исследований в низко дебитной добывающей скважине. На диаграмме ГГП хорошо отмечается приток нефти из кровельной части пласта. Ниже основного притока отмечается небольшое уменьшение плотности флюида в стволе скважины относительно уровня зумпфа, что может объясняться слабым притоком нефти через столб застойной воды.

Рис.3.18

Механическая расходометрия

На практике известно довольно много методов определения расхода, причем простейшими и поэтому наиболее распространенными из них являются методы с использованием механических элементов, в которых поток перемещает или вращает твердое тело. Таким образом, это перемещение или вращение тела оказывается пропорциональным расходу.

Преимуществами турбинных расходомеров по сравнению с расходомерами других типов являются:

• линейная зависимость их выходного сигнала от скорости потока в установленном для прибора диапазоне (прямое измерение);

• простота электрической схемы, а также относительная простота механической части.

У турбинных расходомеров есть и свои недостатки:

• наличие движущихся частей и деталей;

• низкая износостойкость;

• склонность к загрязнению смолистыми отложениями и парафином;

• зависимость показаний счета прибора от фазового состояния среды и направления потока.

Однако, несмотря на свои недостатки, турбинные расходомеры остаются одними из самых распространенных датчиков расхода жидкости в геофизике. Типовые конструкции механических измерителей скорости потока приведены на рисунках ниже.

Н а рис.3.9. представлен беспакерный расходомер. Особенностью беспакерного расходомера является его конструкция, обеспечивающая измерение скорости потока флюида, свободно обтекающего прибор. При этом корпус прибора может быть центрирован относительно оси скважины или смещен к стенке. Учитывая распределение скорости потока по радиусу скважины, следует отметить, что измеряемая скорость потока, в общем случае, не соответствует ни средней, ни максимальной.

Рис.3.19. Беспакерный расходомер. 1-корпус прибора; 2- датчик вращения

турбинки; 3- постоянный магнит; 4- турбинка; 5- линии тока измеряемого потока; 6 – передний обтекатель; 7 – эпюра скорости потока в свободной трубе при однофазном потоке.

При пересчете скорости потока на расход необходимо учитывать реальное сечение канала тока и искажающее влияние корпуса прибора на структуру потока. Корректных способов оценки этих взаимовлияний не существует, но они учитываются в процессе градуировки прибора, выполняемого в восходящем и нисходящем потоке в трубах различного диаметра.

Н а рис.3.20 представлен пакерный расходомер. Отличительной особенностью пакерного расходомера является наличие пакерного устройства, управляемого или неуправляемого, обеспечивающего перекрытие пространства между прибором и стенками скважины. При этом весь поток жидкости направляется на турбинку расходомера, а скорость потока в приборе увеличивается в соответствии с соотношением V2/V1 = S1/s2,

где S1= R² – площадь сечения скважины, s2 – проходное сечение прибора, V1 – средняя скорость потока в скважине, V2- скорость потока в зоне турбинки.

Рис. 3.20 Пакерный расходомер.

1- корпус прибора; 2 – линии тока исследуемого потока; 3 – пакерное устройство, перекрывающее скважину; S1 – площадь сечение скважины; s2 – проходное сечение прибора.

Н а рис.3.21 показано конструктивное исполнение подшипника оси турбинки. Путем изменения глубины ввертывания корпуса подшипника в корпус прибора, добиваются минимального вертикального люфта оси турбинки, которое обеспечивает минимальный тормозной эффект.

Загрязнение подшипника абразивными частицами или смолистыми отложениями приводит к резкому увеличению сил трения, которые в свою очередь влияют на передаточную характеристику датчика. Увеличенный осевой люфт в сочетании с дисбалансом турбинки выводит точку контакта оси турбинки с полированной корундовой поверхности на боковую поверхность, что резко увеличивает площадь контакта и, соответственно, силу трения в подшипнике. В процессе градуировки механических скважинных расходомеров на специальных стендах снимают показания с рис.3.21 измерителя, соответствующие скорости вращения оси турбинки в зависимости от скорости потока или расхода. Типовая градуировочная диаграмма приведена на рис.3.22.

Рис.3.22. Градуировочная кривая механического расходомера.

1-передаточная характеристика идеального датчика, 2 – реальная градуировочная характеристика, V_пор – порог срабатывания датчика (начало вращения), V1  V_раб  V2 - диапазон рабочих скоростей датчика.

Как видно из градуировочной кривой, реальный датчик скорости потока имеет порог страгивания, который возникает за счет наличия трения покоя в подшипниках оси турбинки и тормозящего эффекта от взаимодействия магнита на оси турбинки с датчиком оборотов. Дополнительный тормозящий эффект возникает при нарушении статической балансировки турбинки, особенно сильно проявляющийся в наклонных и горизонтальных скважинах. Превышение скорости потока свыше V2 приводит к искажению линейной зависимости за счет эффекта “проскальзывания” жидкости относительно турбинки или просчитывания оборотов оси турбинки датчиком магнитного поля.

Особенности применения механических расходомеров в скважинных условиях

Рис.3.23. Типовые диаграммы расхода, зарегистрированные на различных скоростях и пример обработки с целью определения поинтервального расхода.

 Q= ¼ D²V, где Q – расход жидкости; D- внутренний диаметр колонны; V – приращение скорости жидкости.

Примеры искажения диаграмм непрерывной механической расходометрии

Рис.3.24.

Эффект инверсии направления вращения турбинки за счет изменения относительной скорости потока и прибора в интервале пласта. Устранения эффекта инверсии путем смены направления регистрации, (V1 < V2).

Рис.3.25.

Искажение диаграммы РГД за счет изменения внутреннего диаметра обсадной трубы в интервале перфорации и дополнительной раскрутки турбинки боковыми струями.

.

Ниже на рис.3.26 представлен пример обработки материалов непрерывной механической расходометрии с целью сглаживания флуктуаций

Рис.3.26

Тепловые методы измерения скорости потока

Тепловые расходомеры основаны на измерении зависящего от расхода эффекта теплового воздействия (нагрева или реже охлаждения) на поток или на тело, контактирующее с потоком.

До недавнего времени тепловые расходомеры разделялись - как по принципу действия, так и по устройству - на калориметрические и термоанемометрические. В первом случае, измерялось повышение температуры нагреваемого потока, во втором - электрическое сопротивление нагреваемой проволочки или другого термоанемометрического преобразователя, установленного в потоке. В обоих случаях нагрев осуществлялся электрическим током. В скважинных условиях такие расходомеры применяются, в основном, в качестве детекторов радиальных притоков, и в редких случаях, при однофазном потоке как датчики линейной скорости потока.

Учитывая, что тепловые расходомеры разделяются по способу нагрева, по расположению нагревателей и термопреобразователей внутри или снаружи трубы и по принципу действия, может быть предложена следующая их классификация.

1. Расходомеры с электрическим (омическим) нагревом:

   1. с внутренним нагревом (контактные): калориметрические и термоанемометрические;

   2. с наружным нагревом (неконтактные): теплового пограничного слоя; квазикалориметрические с симметричным расположением термопреобразо-вателей; с несимметричным расположением преобразователей; с нагреваемой стенкой трубы.

2. Расходомеры с индукционным нагревом.

3. Расходомеры с нагревом жидкостным теплоносителем.

Недостатком их являются большая инерционность. Исключением являются термоанемометры, которые пригодны для измерения быстропеременных скоростей и расходов. Особенностью термоанемометров, существенно снижающей их область применения, является большая зависимость показаний прибора от теплофизических свойств исследуемой среды.