При известной величине находятся значения и строится кривая восстановления давления в координатах , , рис. 8.7. При больших значениях t₀ расчетные точки хорошо ложатся на прямую, соответствующую зависимости (7.44). Величина В_н определяется из системы уравнений для двух последних точек, лежащих на прямой



откуда В_н = -20,65.

Рис. 8.7. Кривая восстановления давления в координатах , .

По формулам (7.48) - (7.51) определяются параметры пласта и скважины:

Д;

см²/с;

;

Пример. 6. Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания

- Способом касательной

Определить способом касательной параметры и по результатам гидропрослушивания, представленным в табл. 8.9. Импульс создан путем пуска в эксплуатацию возмущающей скважины с постоянным дебитом Q = 122 м³/сут в пластовых условиях. Расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами R=750 м.

Таблица 8.9

Результаты исследования скважины

Номер точки	Время с момента пуска возмущающей скважины, мин	Изменение давления в реагирующей скважине , мм. рт. ст.	Номер точки	Время с момента пуска возмущающей скважины, мин	Изменение давления в реагирующей скважине мм. рт. ст.
1 2 3 4 5 6 7	120 180 240 300 360 420 480	0,2 2,25 5,1 8,7 12.7 16,7 21.8	8 9 10 11 12 13 14	540 600 660 720 780 840 900	25,0 29,2 33,0 37,0 40,8 44,5 47,0

Кривая гидропрослушивания в координатах l (мм рт. ст.) - t (с) представлена на рис. 7.8.

Проведем к кривой касательную из начала координат. Значения перепада давления и времени, соответствующие точке касания l_к = 45,4 мм рт. ст., t_к = 5,210⁴ с. По полученным значениям по формулам (7.52) и (7.53) определяются параметры пласта на участке между исследуемыми скважинами:

По экстремуму кривой гидропрослушивания

Найти пьезопроводность пласта по результатам исследований методом гидропрослушивания при следующих исходных данных: расстояние между забоями возмущений и реагирующей скважин R=600 м; изменение дебита возмущающей скважины производилось путем ее остановки и последующего пуска через одни сутки с дебитом, равным начальному (t₁ = 1 сут = 86400 с); дебит до остановки скважины и после ее пуска Q = 88,16 м³/сут в пластовых условиях; данные наблюдений за изменением давления в реагирующей скважине приведены ниже (время отсчитывается с момента остановки возмущающей скважины).

Таблица 8.10

Результаты исследования скважины

t, с	2104	3104	4104	5104	6104	7104	8104	9104
Р, Па	264,8	931,6	1863,3	2942,0	3942,3	5197,5	6354,7	7453,0
t, с	10104	11104	12104	13104	14104	15104	16104	18104
Р, Па	8414,1	8933,9	9071,1	9022,1	8875,0	8580,8	8237,6	7580,5

Кривая гидропрослушивания в координатах р(t) - t представлена на рис. 7.9. По точке, соответствующей максимальному значению перепада давлени определяем значения р_max = 9071 Па и t_max = 1210⁴ с. Находим разность

t₂ = t_max - t₁ = 1210⁴ -- 86 400 == 33 600 с.

Коэффициент пьезопроводности может быть определен по формуле (7.54)

- Способом эталонных кривых

Дебит возмущающей скважины, расположенной на расстоянии в 375 м от реагирующей, был изменен на =57,1 м³/сут. При совмещении фактической и эталонной кривых (рис. 7.11) совпадающей оказалась точка с координатами на фактической (=180 мин, =120 мм) и на эталонной (=3,24 мин, =12 мм), откуда

Параметры пласта, определенные по формулам (7.54) и (7.55) оказываются равными:

Д·см/(мПа·с);

см³/с.

9. Технология гидродинамических исследований скважин и пластов

При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки.

Для спуска приборов в скважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен быть установлен лубрикатор 1 (рис. 9.1), представляющий собой полый цилиндр и имеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, манометр 2 и кран 4 для сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу крепится направляющий и оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля 5.

Рис. 9.1. Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений. Установка с лебедкой располагается примерно в 25--40 м от устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебедей был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана.

Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса. Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, его помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66.

Она предназначена для спуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глубинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.

Техническая характеристика лебедки

Диаметр бочки барабана, мм 165

Длина бочки барабана, мм 200

Диаметр проволоки, мм 1,6-1,8

Габаритные размеры, мм:

длина 1195

ширина 895

высота 892

Габаритные размеры агрегата, м:

длина 6,1

ширина 2,1

высота 2,8

Масса, кг:

агрегата 4320

лебедки (без проволоки) 323

Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.

9.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов)

При исследовании фонтанных скважин методом установившихся отборов режим эксплуатации изменяют путем смены штуцера, а при исследовании компрессорных скважин --уменьшением или увеличением противодавления на устье (с помощью штуцера или регулировочного вентиля), либо расхода рабочего агента.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на

В общем случае для исследования добывающих скважин методом установившихся отборов необходимо на нескольких установившихся режимах эксплуатации (обычно трех-четырех) измерить ее дебит, обводненность продукции, газовый фактор и забойное давление или перепад (р_пл--р_заб). В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации забойное давление остается выше давления насыщения нефти газом, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной, достаточно ограничиться измерением дебита, обводненности, забойного давления и депрессии (р_пл--р_заб) только на одном режиме.

Исследование может быть начато с режима минимального или максимального отбора. Время установления каждого нового режима зависит от свойств продуктивного пласта и на каждом объекте определяется опытным путем. При прочих равных условиях это время меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости.

На большинстве объектов, разрабатываемых при давлениях выше давления насыщения, скважины эксплуатируются на каждом режиме исследовательского цикла от одного до пяти дней.

Дебит и забойное давление измеряют в конце периода установления режима. После этого скважину переводят на следующий режим. Забойные давления на каждом режиме определяют только в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5--1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении индикаторных диаграмм в координатах q--р_заб. При малых депрессиях (порядка 0,2-- 0,3 МПа) разброс может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в этих координатах построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и забойное и пластовое давление, а диаграмму строить в координатах q--. Депрессия , определяемая на каждом режиме, имеет, как правило, меньшую относительную ошибку, чем р_заб, так как при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки р_пл и р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность (р_пл--р_заб)= почти не влияют. Однако при незначительных депрессиях (до 0,3--0,4 МПа) на точность определения начинают оказывать влияние ошибки расшифровки бланков манометров. Тогда для измерений следует пользоваться дифференциальными глубинными манометрами.

9.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления.

При исследовании фонтанных и компрессорных скважин до изменения режима их эксплуатации необходимо измерить дебит и обводненность продукции, а также буферное и затрубное давление.

Для измерения забойного давления и регистрации к. в. д. в скважину спускают глубинный манометр или дифманометр на глубину середины интервала перфорации или как можно ближе к ней и продолжают эксплуатировать скважину на установившемся режиме в течение 15--20 мин, а затем закрывают задвижку на выкидной линии фонтанной скважины. На компрессорной скважине остановку осуществляют путем одновременного закрытия задвижки и прекращения подачи рабочего агента. Время восстановления давления на забое после остановки скважины на промыслах устанавливают опытным путем (обычно несколько часов). Если это время исчисляется днями, полная к. в. д. не снимается, а проводят отдельные измерения глубинным манометром, спускаемым на 15--20 мин через выбранные интервалы времени после остановки скважины.

Глубинные дифманометры с газовым заполнением обычно используют в тех случаях, когда депрессия на забое не превышает 20 % от забойного давления, а температура на заданной глубине (в интервале перфорации) практически не изменяется после остановки скважины. При установке глубинных приборов выше интервала перфорации форма к. в. д. может быть искажена за счет изменения температуры жидкости в ствол после остановки скважины, а также за счет изменения средней плотности жидкости в процессе восстановления давления, если скважина дает обводненную нефть. Влияние этих факторов особенно сильно сказывается, если чувствительным элементом прибора является сжатый газ. При достаточно большом расстоянии между средней глубиной интервала перфорации и глубиной спуска прибора и большой обводненности продукции скважины, влияние осаждения воды на забой после ее остановки может оказаться столь существенным, что прибор будет регистрировать падение забойного давления, в то время как оно в интервале перфорации растет.

При остановке нагнетательных скважин температура воды в стволе резко повышается за счет тепла окружающих пород. Поэтому обычно при исследовании таких скважин для построения кривых падения давления используют данные изменения устьевого давления после остановки. Эти данные используют в тех случаях, когда в скважине имеются насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых максимально приближен к интервалу перфорации, отсутствуют пакерующие устройства или устьевое оборудование и трубы негерметичны. При закачке воды через НКТ изменение давления контролируется с помощью манометра, установленного на устье затрубного пространства, а при закачке воды через затрубное пространство--с помощью манометра, установленного на буфере скважины. Если закачка осуществляется одновременно через НКТ и затрубное пространство, то перед исследованием воду закачивают только через затрубное пространство в течение 3--5 дней, необходимых для стабилизации режима закачки.

В тех случаях, когда к. в. д. регистрируется только устьевым манометром (буферным или затрубным), то с помощью этой кривой, пользуясь гидростатической формулой, можно построить достаточно точную кривую восстановления забойного давления, если известно изменение плотности жидкости в скважине во времени после ее остановки. Это изменение связано с изменением средней температуры жидкости в стволе. На ряде объектов проводят специальные исследования по выявлению температурных поправок на плотность и составляют таблицы или графики, по которым эти поправки определяют на разные моменты времени после остановки скважины в зависимости от ее приемистости.

Иногда после остановки нагнетательной скважины устьевое давление быстро снижается до атмосферного и зарегистрировать к. в. д. не удается. В таких случаях режим изменяют не путем остановки, а уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при которой давление на устье в течение всего периода регистрации кривой будет оставаться выше атмосферного.

9.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН

Изменение режима эксплуатации глубинно-насосных скважин можно достигнуть: 1) изменением длины хода полированного штока; 2) изменением числа качаний балансира; 3) одновременным изменением хода штока и числа качаний. Если изменить дебит скважины этими способами не удается, что возможно в случаях, когда при всех доступных комбинациях длины хода и числа качаний теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта, прибегают к изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах динамический уровень жидкости как правило, остается у приема насоса и забойное давление может быть определено по гидростатической формуле , где Н -- глубина точки приведения; L -- глубина приема насоса.

По скважинам, оборудованным ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего увеличением или уменьшением устьевого противодавления путем смены штуцера или закрытием задвижки на выходе.

Для регистрации к. в. д. и определения пластового давления скважины останавливают. Если в затрубном пространстве имеется избыточное давление, то одновременно с регистрацией к. в. д. на забое регистрируют и кривую восстановления давления в затрубном пространстве по показаниям манометра, установленного на устье.

В скважинах, оборудованных ЭЦН, кривые восстановления давления могут быть сняты с помощью лифтовых манометров, манометров, спускаемых на проволоке (если установлен суфлер), и в отдельных случаях с помощью дифманометров со специальными наконечниками. Однако качественные кривые могут быть получены лишь в случае, когда насос установлен вблизи пласта. На практике же ЭЦН устанавливают обычно на несколько сотен метров выше пласта, что исключает возможность качественных исследований. В необходимых случаях в интервале между насосом и продуктивным пластом подвешивается хвостовик из насосно-компрессорных труб, у башмака которого устанавливают лифтовый манометр. Чаще всего используют специальные устройства -- суфлеры, устанавливаемые выше насоса и позволяющие с помощью обычных манометров, спускаемых в лифтовые трубы, измерять давление в затрубном пространстве вблизи насоса.

Рис.9.2. Суфлер конструкции ТатНИИ На рис. 9.2 показан суфлер конструкции ТатНИИ. Он состоит из муфты 11, служащей для соединения лифтовых труб и являющейся базой всего устройства; корпуса 7 с отверстиями, связанными с затрубным пространством посредством трубок 12, и клапанного устройства, состоящего из трубки 2 с отверстием 6, ползуна 7, пружины 8 и головки 4. Верхняя часть корпуса 1 выполнена в виде конуса и служит посадочным гнездом для наконечника 3 глубинного манометра.

В нормальном состоянии ползун 7 отжат пружиной 8 в верхнее положение и отверстие 6 закрыто (внутренняя полость лифтовых труб 10 с затрубным пространством не сообщается). При спуске манометра его наконечник 3 садится на конус корпуса 1. При этом ползун 7 под действием веса прибора отжимается вниз, отверстие 6 открывается, что обеспечивает связь чувствительного элемента прибора с затрубным пространством. Точность посадки наконечника манометра обеспечивается направляющими пластинами 5, приваренными к его корпусу, а герметичность -- уплотнительным устройством 9.

Глубиннонасосные скважины в последние годы исследуют путем спуска глубинных приборов малого диаметра (25-30 мм) в затрубное пространство. Одна из схем оборудования устья скважины для спуска манометров показана на рис. 9.3.

Рис. 9.3 Схема оборудования устья насосной скважины для спуска приборов в затрубное пространство

В эксцентричной планшайбе 3, на которой подвешена колонна 7, устанавливается корпус 11 погружного лубрикатора (конструкция ВНИИ). В нижней части лубрикатора предусмотрен клапан 12, который может открываться и закрываться с помощью тяги 6, для уплотнения которой имеется сальник 4.

При нормальной работе скважины клапан 12 закрыт. Перед спуском прибора в скважину необходимо отвернуть головку лубрикатора 7 (при закрытом уравнительном вентиле 9); через сальник головки пропустить конец проволоки от лебедки и закрепить его в головке прибора 10, а затем ввести прибор в лубрикатор и навинтить головку 7. Чтобы открыть клапан 12, необходимо предварительно сообщить внутреннюю полость лубрикатора с затрубным пространством путем открытия уравнительного вентиля 9. После этого клапан открывается с помощью тяги 5, спускают прибор в скважину. Газ из затрубного пространства выпускают при открытых вентилях 9 и 8.

Рис. 9.4. Схема эксцентричной план-шайбы на устье скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Планшайба (рис. 9.4) создает односторонний увеличенный зазор между подъемными трубами и обсадной колонной.

Если по техническим причинам глубинные манометры нельзя спустить в скважину, то вместо кривой восстановления давления строят кривую восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве. В этом случае вначале замеряют динамический уровень (2--3 раза), а после остановки насоса через определенные промежутки времени (1--2 мин) определяют текущее положение уровня жидкости. Частоту измерений подбирают опытным путем, она должна быть тем больше, чем выше скорость подъема уровня.

При исследовании скважин методом установившихся отборов во всех случаях, когда это технически возможно, применяют лифтовые или малогабаритные глубинные манометры.

9.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин экспресс-методами

Пьезометрические скважины, предназначенные для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта и наблюдательные, предназначенные для контроля за перемещением водонефтяного контакта, как правило, не имеют эксплуатационного оборудования. В большинстве случаев эти скважины исследуются экспресс-методами, т. е. методами, проводимыми без эксплуатации скважин. Пьезометрические скважины часто используются в качестве реагирующих при гидропросушивании.

Методом подкачки газа можно исследовать переливающие и непереливающие скважины. В зависимости от оборудования скважины газ закачивается либо непосредственно в обсадную колонну (если скважина не оборудована насосно-компрессорными трубами), либо в затрубное пространство, либо в насосно-компрессорные трубы, либо, наконец, одновременно и в трубы и в затрубное пространство. В процессе закачки газа регистрируются изменение забойного и устьевого давления с помощью манометров, установленных на устье, и глубинного дифманометра.

Схема оборудования скважины без насосно-компрессорных труб для исследования методом подкачки газа приведена на рис. 9.5.

Рис. 9.5. Схема оборудования устья скважины при подкачке газа:

1 и 6--манометры; 2--обсадная колонна; 3 -- задвижка; 4 -- вентиль; 5--лубрикатор; 7--лебедка; 8--компрессор;. 9--линия сжатого газа Метод подлива жидкости применяют толь-ко для исследования непереливающих сква-жин. Этим методом одновременно проверяют степень сообщаемости ствола пьезометрической скважины со вскрытым продуктивным пластом. Способ исследования заключается в следую-щем: 1) измеряют начальный статический уровень (расстояние от устьевого фланца до уровня); 2) в скважину заливают воду; 3) прослеживают изменение уровня во времени после подлива.

Статический и динамический уровни измеряют с помощью хлопушек, электроконтактных желонок или других устройств, спускаемых на проволоке или электрическом кабеле. Момент посадки спускаемого устройства на уровень определяют по звуку в случае спуска хлопушек или звонковых устройств; по показанию вольтметра или с помощью сигнальной лампочки в случае применения электроконтактных устройств; по ослаблению натяжения проволоки при спуске желонок, поплавков, грузов и т. п.

Глубина уровня в момент посадки на него спускаемого устройства фиксируется по счетчику глубины или по специальным меткам-наплавкам на проволоке либо путем измерения рулеткой расстояния от нижнего торца спускаемого устройства до метки, на проволоке (против обреза устьевого фланца). Количество заливаемой воды определяют из условия, чтобы при отсутствии сообщаемости уровень в скважине поднялся на несколько метров. Эта предполагаемая высота подъема должна быть заранее рассчитана.

При исследовании непереливающих скважин экспресс-методами быстрое повышение уровня осуществляется не путем подлива, а погружением под уровень специальных вытесняющих баллонов (способ мгновенного подлива). Технологические операции при исследовании таким способом проводят в следующей последовательности: 1) измеряют начальный статический уровень, 2) под уровень погружают вытесняющие баллоны вместе с регистрирующим прибором (например, дифманометром «Онега-1», 3) баллоны и прибор выдерживают в скважине 1--3 часа для регистрации кривой падения уровня (время для разных объектов устанавливают опытным путем).

Если скважина не имеет связи с вскрываемым пластом, то для восстановления сообщаемости она временно эксплуатируется компрессорным способом (от нескольких часов до нескольких дней). За это время призабойная зона очищается от механических примесей и ржавчины. После проведения таких работ вновь проверяют сообщаемость ствола с пластом и в зависимости от результатов составляют заключение о пригодности или непригодности скважины для наблюдений.

10. Глубинные автономные манометры

Так как условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах, существенно отличаются от условий работы измерительных приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следует рассматривать как отдельную группу средств измерительной техники.

Наиболее существенными являются следующие особенности работы глубинных приборов.

1. Измерения проводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниями приборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м.

2. Прибор (снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и подвергается действию окружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей. В связи с увеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различных процессов по интенсификации добычи нефти и газа, давление окружающей среды может достигать 1000--1500 кгс/см², а температура до 300--400° С.

3. Прибор спускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром 37--63 мм.

4. При спуске прибора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тем большая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньше проходное сечение между внутренней стенкой трубы и корпусом прибора. В отдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляет сложную техническую задачу.

5. Во время спуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установками погружных электронасосов, и действию вибрационных нагрузок.

6. Время пребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимых исследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов до нескольких месяцев.

7. Среда, в которой находится прибор, как правило, представляет собою многофазную жидкость, содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) с различными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей и т. д.).

В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований. Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметр корпуса приборов в основном не должен превышать 32--36 мм, а при спуске через 37-мм трубы или в затрубное пространство -- 20--25 мм. Длина его также ограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этого предела значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора к спуску в фонтанные скважины.

Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность внутренней полости прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном приборе и эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.

По способу получения измерительной информации глубинные приборы делятся на:

а) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины;

б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю.

Класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности.

Например: Манометр имеет класс точности 0,5 это значит, что его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Т.е. если манометр имеет предел измерения 30 МПа, то погрешность прибора не должна превышать 0,15 МПа.

Для регистрации изменения давления и температуры в процессе исследования скважин глубинные манометры и термометры снабжаются специальными часовыми приводами. Краткая техническая характеристика часовых приводов, применяемых в автономных приборах, приведены в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Основные характеристики часовых приводов

Показатель	МПЧ-0,125	МПЧ-0,25	МПЧ-0,5	МПЧ-1	МПЧ-2
Продолжительность хода от одной заводки, ч	2	4	8	16	32
Продолжительность одного оборота вала, ч (мин)	0,125(7,5)	0,25(15)	0,5(30)	1(60)	2(120)
Момент на валу, Нсм	2,0	2,0	2,0	2,5	2,5
Диапазон рабочей темпера-туры, С	От -10 до + 160С
Габариты, мм	22232



Рис. 10.1 Часовой привод Часовые приводы состоят из пружинного двигателя, редуктора и регулятора хода (рис. 10.1).

Двигатель имеет заводные спиральные пружины 2, создающие крутящий момент на выходном валу 1. Этот момент расходуется на перемещение диаграммного бланка и на поддержание колебаний регулятора хода с целью обеспечения равномерности вращения выходного вала. Момент от двигателя к регулятору хода передается через понижающий редуктор с храповиком 3. Для преобразования вращательного движения выходного вала редуктора в колебания баланса 5 служат анкерная вилка 7 и колесо хода 4. Период колебаний баланса (время одного колебания) регулируется спиральной пружиной--волоском 6. Частота вращения выходного вала часового привода зависит от передаточного отношения редуктора и периода колебаний баланса, а точность хода (постоянство скорости)--от стабильности периода колебаний. Механизм часовых приводов помещен в корпус 8 (металлическую трубу с отверстиями для осмотра и проверки взаимодействия деталей), на который надевается защитный кожух 9, предохраняющий механизм от загрязнения.

Разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64, 128 и 256 ч. Их краткое обозначение обозначение соответственно: МПЧ4; МПЧ8 и МПЧ16. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм.

Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры и дифманометры, широко используемые для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей, по принципу действия подразделяются на:

а) геликсные;

б) пружинно-поршневые;

в) компенсационные.

10.1 Геликсные манометры

Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.

Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 10.2, а, предназначен для измерения давления в добывающих скважинах.



Рис. 10.2 Схема глубинного геликсного манометра типа МГН-2 (МГИ-1М)	Рис. 10.3. Геликсный манометр типа МГТ-1

Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода 1.

Манометр МГИ-1М предназначен для работы в трубных испытателях пластов. Регистрация изменения давления начинается только после того, как испытательный инструмент спущен на заданную глубину. Для включения часового привода применяется гидровключатель (рис. 10.2, б), состоящий из сильфона 1, уплотненного поршня 2 и подпружиненного штока 4 с нанесенными на нем делениями. Изменение начального натяга пружины 3 производится с помощью гайки 5.

Перед спуском приборов в скважину баланс 10 часового привода 11 тормозится пластинчатой пружиной 9, закрепленной на подпружиненной втулке 8, которая, в свою очередь, удерживается защелкой 7. После спуска прибора на заданную глубину усилие предварительного натяга пружины 3 и усилие, действующее на уплотненный поршень 2, в результате воздействия давления в скважине уравновешиваются. Во время дальнейшего спуска прибора поршень начинает перемещаться и толкатель 6 утапливает защелку 7. При этом втулка 8 перемещается вверх и пружина 9 освобождает баланс часового привода. Использование регулируемых гидровключателей обеспечивает регистрацию изменения давления по всей длине бланка в большом масштабе времени за счет выключения часового привода в период сборки испытателя пластов и спуска его на забой. Для получения полной картины изменения давления в процессе испытания пластов применяют манометр МГИ-3, ходовой винт которого имеет два шага: мелкий вначале и более крупный на основной длине. Поэтому при спуске прибора изменение давления записывается на небольшом участке бланка, а кривые притока и восстановления давления регистрируются в большом масштабе по времени на основном участке диаграммного бланка.

Глубинный геликсный манометр МГТ-1 (рис.10.3) предназначен для контроля давления на забое скважин, в которые закачивается горячая вода или нагнетается влажный пар при температуре до 350 °С.

Измеряемое давление передается в полость геликсной пружины 2 через сетчатый фильтр 1. Регистрация показаний осуществляется пером 3 на бланке, вставленном в барабан 4, который соединен с рейкой 5. Положение барабана относительно пера фиксируется защелкой 6 и подпружиненной собачкой 9. При резком торможении или рывке прибора за проволоку грузы 8 перемещаются по инерции вниз и отводят собачку, освобождая рейку 5, которая вместе с барабаном под действием собственного веса перемещается также вниз на один шаг.

Дальнейшему перемещению рейки препятствует собачка 9, под действием пружины 7 возвращающаяся в исходное положение. При этом на бланке регистрируется давление, измеренное в момент рывка прибора. Всего в течение работы прибора можно зафиксировать 10--15 значений давления в произвольно выбранные моменты времени. Регистрирующее устройство получило название инерционного отметчика времени. Характеристика геликсных манометров приведена в табл. 10.2

Таблица 10.2

Основные характеристики геликсных манометров

Показатель	МГН-2	МГИ-1М	МГИ-3	МГТ.1
Верхний предел измерения давления, МПа Рабочая температура, °С Класс точности Длина записи давления, мм Длина записи времени, мм Габариты, мм: длина диаметр Масса, кг	10; 16; 25; 100 100 0,6; 1,0 50 120 1700-1900 32-36 10	40; 60; 80 100 0,6--1,0 50 120 2000-2300 36 12	16; 25; 40; 60; 80; 100 160 0,25 90 190 1900 56 16,5	25 400 2,0 50 -- 1700 32 8,0

На базе глубинных геликсных манометров типа МГН-2 и МГИ-1М разработан ряд унифицированных скважинных манометров типа МСУ с пределами измерения давления, равными 100--200 МПа, работоспособными при температуре до 250--400 °С. Характеристика унифицированных геликсных манометров приведена в табл. 10.3.

Таблица 10.3

Основные характеристики унифицированных геликсных манометров

Показатель	МСУ-1; МСУ-К-1	МСУ-2; МСУ-К-2	МСУ-3
Верхний предел измерения давления, МПа	10; 16; 25; 40; 60; 80; 100; 140; 160; 200	25
Класс точности:	0,25	0,25	--
по прямому ходу
с учетом прямого и обратного хода	0,6; 1; 1,5	0,6; 1; 1,5	2
Наибольшая рабочая температура, °С	100; 160; 250	400
Габариты, мм: длина	1770--1945	1815--1990	1700
диаметр	32; 36	32; 36	36
Масса, кг (не более)	11,5	11,7	10,7
Примечания. 1. Манометры МСУ-1 и МСУ-К-1 предназначены для спуска в эксплуатационные скважины. 2. Манометры МСУ-2 и МСУ-К-2 с гидровключателем предназначены для установки в трубных испытателях пластов. 3. Манометры МСУ-3 с инерционным отметчиком времени предназначены для исследования паронагнетательных скважин.

Манометры в антикоррозионном исполнении МСУ-К применяют для измерения давления в агрессивных средах, содержащих до 25 % сероводорода и углекислого газа. Длина записи давления у всех типов манометров составляет 50±5 мм, длина записи времени--120 мм.

10.2 Пружинно-поршневые манометры

Пружинно-поршневой манометр МПМ-4 предназначен для исследования скважин, оборудованных насосами, через затрубное пространство. Действие его основано на уравновешивании измеряемого давления силой натяжения винтовой цилиндрической пружины.

Рис. 10.4 Схемы манометров с вращающимся поршнем Под влиянием скважинного давления р поршень 6 (рис. 10.4, а), уплотненный резиновым кольцом 7, деформирует винтовую цилиндрическую пружину 5 и перемещается на ход, пропорциональный измеренному давлению. Перемещение поршня регистрируется пишущим пером 8 на бланке, вставленном в барабан 9. Внутренняя полость маноблока, где размещена винтовая пружина, заполнена жидкостью и предохраняется от загрязнения разделителем 4. В конце хода поршень садится на упор во избежание поломки пружины при дальнейшем повышении давления.

Для уменьшения трения в уплотнении поршня ему придается вращательное движение. В манометре МПМ-4 поршень жестко соединен с пишущим пером, а бланк установлен в неподвижном барабане. Вращение осуществляется с помощью электродвигателя 2, питаемого от батареи сухих элементов 1. Пишущее перо во время движения поршня чертит на диаграммном бланке винтовую линию.

Для получения четкой картины изменения давления частота вращения поршня уменьшается с помощью понижающего редуктора 3. Такое же медленное вращение поршня можно обеспечить, если вместо электродвигателя с редуктором применить усиленный часовой привод.

Однако при сравнительно небольшой частоте вращения поршня (0,1 об/мин) появляется так называемая динамическая погрешность, т. е. ошибка в процессе измерения. Поэтому манометр МПМ-4 целесообразно использовать для регистрации медленно меняющегося давления или поинтервального измерения установившихся давлений в скважине. Техническая характеристика манометра МПМ-4 приведена ниже.

Верхний предел измерения давления, МПа 12

Основная приведенная погрешность, % 0,6

Длина записи давления, мм.110

Рабочая температура, °С 60

Габариты, мм:

длина 1460

диаметр 25

Масса, кг. 4,0

Прецизионный пружинно-поршневой манометр МГН-1 (рис. 10.4, б) используют для определения давления при быстро протекающих процессах.

В этом приборе поршень вращается с частотой 10 об/мин, а пишущее перо, соединенное с поршнем посредством шарнира 12, перемещается поступательно. Поэтому измеренное давление регистрируется на бланке, вращаемом с помощью часового привода 13. Давление воздействует на полость манометра через лабиринтное уплотнение 10, внутри которого смонтирован уплотненный с двух сторон промежуточный вал 11, служащий для разгрузки электродвигателя от действия осевых сил.

Техническая характеристика манометра МГН-1 приведена ниже.

Верхний предел измерения давления, МПа. 4; 6; 10; 16; 25; 30

Основная приведенная погрешность, %. 0,1--0,25

Длина записи давления, мм.От +10 до +100

Рабочая температура, °С 10010

Габариты, мм:

длина 1800

диаметр 32

Масса, кг 7,5

Примечание. Нижний предел измерения не должен превышать 10 % от верхнего.

10.3 Компенсационные манометры и дифманометры

Автономные компенсационные манометры типа «Байкал-1» предназначены для измерения и регистрации небольших (до 2,5 МПа) давлений в скважинах.

Действие манометра основано на уравновешивании измеряемого давления натяжением винтовой цилиндрической пружины. В отличие от пружинно-поршневых манометров прямого действия (МПМ-4) трение в записывающем устройстве этого прибора не влияет на его погрешность и чувствительность, так как деформация чувствительного элемента служит только для замыкания электрической цепи питания электродвигателя, который перемещает пишущее перо на ход, пропорциональный измеренному давлению.

Конструктивно манометр «Байкал-1» (рис. 10.5) состоит из преобразователя давления I, регистрирующего устройства II и блока питания III.

В качестве чувствительного элемента использованы сильфоны 16 и 18 разного диаметра, имеющие общее дно 17, которое жестко соединено штоком 15 с винтовой цилиндрической пружиной 13. Второй конец пружины навинчен на якорь 12, выполненный в виде гайки, поступательно перемещающейся по ходовому винту 11, вращаемому с помощью электродвигателя постоянного тока 6. Вал электродвигателя одним концом соединен через понижающий редуктор с промежуточным винтом 9 и далее с основным винтом 11, а вторым концом также через понижающий редуктор -- с винтом 5 регистрирующего устройства.

Рис. 10.5 Компенсационный манометр «Байкал-1»	Рис. 10.6. Преобразователь давления дифманометра «Онега-1»

Измеряемое давление через разделитель 19 воздействует на кольцевую площадь сильфона большего диаметра 18, в результате чего он деформируется и перемещает шток 16 с закрепленным на нем плечом пружинного контакта 14. При этом подвижной контакт замыкает электрическую цепь питания электродвигателя, вал которого приводит во вращение ходовые винты преобразователя давления и регистрирующего устройства. При вращении винта 11 гайка 12 деформирует пружину 13 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, действу-ющему на сильфон 18. При равенстве усилий подвижной контакт вернется в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя. Частота вращения вала электродвига-теля, а следовательно, и деформация пружины будут пропорциональны измеренному давлению.

Одновременно пишущее перо 4 переместится по ходовому винту 5 на расстояние, также пропорциональное частоте вращения вала, а следовательно, измеренному давлению. Таким образом, на бланке, вставленном в барабан 3 часового привода 2, будет прочерчена линия, длина которой характеризует измеренное давление. С понижением давления подвижной контакт отклонится в другую сторону и вновь замкнет цепь электродвигателя, вал которого начнет вращаться в обратную сторону до тех пор, пока усилие, действующее на сильфон, не уравновесится натяжением пружины. В этот момент подвижной контакт снова переместится в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя.

Для предотвращения прибора от поломки при повышении давления служат микровыключатели 7, которые прерывают цепь питания электродвигателя в крайних положениях ползуна 8, перемещающегося по промежуточному винту 9. Электрическое питание двигателя осуществляется с помощью элементов 1, установленных в блоке питания I, а реверс двигателя - с помощью электронного переключателя 10, смонтированного в блоке электродвигателя.

Компенсационный скважинный дифманометр «Онега-1» предназначен для измерения и регистрации давления при исследовании скважин методами гидропрослушивания и восстановления давления.

Конструктивно прибор отличается от манометра «Байкал-1» наличием узла клапана, служащего для предотвращения поломки сильфонов при заполнении его сжатым газом. Преобразователь давления (рис. 10.6) через иглу 4 предварительно заполняется сжатым газом под давлением, примерно равным забойному давлению в скважине. Под действием этого давления сильфон 5 с клапаном 6 закрывает входное отверстие 7, отсекая жидкость, заполняющую камеры 8 и 9. Давление сжатого газа через сильфоны 3 передается находящейся в замкнутом объеме несжимаемой жидкости, что предохраняет эти сильфоны от разрушения. Ходовой винт 2 уплотнен сальником 1.

При спуске прибора в скважину клапан 6 открывается, когда забойное давление станет несколько большим давления сжатого газа. После открытия клапана прибор начинает регистрировать изменение забойного давления (разность между давлениями в скважине и давлением сжатого газа). При подъеме прибора клапан 6 закрывается и сжатый газ остается в полости преобразователя.

В таблице 10.4 приведена характеристика манометров «Байкал-1» и «Онега-1».Пределы измерения давления дифманометром «Онега-1» определяются только жесткостью винтовой цилиндрической пружины. Они не зависят от давления сжатого газа. Поэтому с его помощью можно проводить гидропрослушивание скважин, когда максимальные приращения забойного давления составляют порядка 0,5--2 % от начального значения.

Таблица 10.4

Характеристика манометров «Байкал-1» и «Онега-1»

Показатель	«Байкал-1»	<0нега-1»
Верхний предел измерения давления, МПа	0,4; 1,0; 1,6; 2,5	0,4; 1,0; 1,6; 2,5
Максимальное статическое давление, МПа	2,5	25
Погрешность, % от верхнего предела измерения	0,6; 1,0	1,0
Порог чувствительности, МПа	0,001--0,002	0,001--0,002
Наибольшая рабочая температура, °С	100	100
Длина записи давления, мм	125	125
Габариты, мм: длина	1900	2300
диаметр	36	36
Масса, кг	8,0	10,0
Примечaние. Погрешность приборов по прямому ходу (при монотонном изменении давления) не превышает 0,25 %.

Продолжительность работы компенсационных приборов не зависит практически от времени их пребывания в скважине, так как в период, когда давление не изменяется, питание электродвигателя автоматически отключается.

11. Приборы для измерения расхода жидкости и газа

При разработке многопластовых объектов возникает необходимость их послойного изучения, связанная с количественной оценкой притока жидкости по каждому пропластку или приемистости пропластков нагнетательных скважин. Для этой цели применяют дистанционные приборы, с помощью которых получают информацию о значениях дебитов (расходов) жидкости (газа) в разных точках по толщине продуктивного пласта. С помощью скважинных расходомеров можно также получить более точную кривую дополнительного притока жидкости в скважину после ее остановки, чем кривую, построенную по показаниям устьевых и глубинных манометров.

Приборы для измерения расходов жидкости и газа в скважинах условно подразделены на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды и влажного пара, нагнетаемых в скважину, и дебитомеры, служащие для определения дебитов нефти и газа.

Измерения расходов жидкости в скважинах имеют свои особенности, обусловленные прежде всего тем, что они проводятся в трубопроводах, образуемых открытым стволом скважины или эксплуатационной колонной, площадь поперечного сечения которых в месте замера обычно неизвестна. Поэтому при определении только скорости потока жидкости или газа нельзя точно измерить расход, равный произведению скорости на площадь поперечного сечения трубопровода. Кроме того, глубинный снаряд может занимать различные положения по сечению трубопровода и в зависимости от этого показания даже на одной и той же глубине будут неодинаковыми.

В связи с этим глубинные расходомеры (дебитомеры), как правило, снабжены специальными пакерами, предназначенными для направления всего измеряемого потока через калиброванное сечение прибора и центровки положения глубинного снаряда в стволе скважины. Пакер раскрывается в скважине с помощью силового привода, управляемого с поверхности. В качестве пакеров применяют резиновые оболочки, раскрываемые гидравлически с помощью насосов, и металлические пластины, раскрываемые с помощью микроэлектродвигателей.

Чувствительным элементом большинства глубинных приборов служит турбинка. На практике широко применяют глубинные турбинные дебитомеры с металлическим пружинным пакером.

Для контроля расходов воды в нагнетательных скважинах часто используют беспакерные расходомеры с центратором, а также расходомеры с бесприводным пружинным пакером. Расходомеры с резиновым (абсолютным) пакером применяют довольно редко.

11.1 Дебитомеры с управляемым пакером

Дистанционные дебитомеры РГД-2М, РГД-36, Кобра-Р36 и ДГД в основном применяют для исследования добывающих скважин: фонтанных и насосных.

Дебитомер РГД-2М состоит из турбинного датчика расхода и пакерующего устройства с приводом от электродвигателя (рис. 11.1). Поток жидкости направляется пакером в корпус датчика расхода и вращает турбинку 8, на оси которой укреплен магнит 7, взаимодействующий с магнитоуправляемым контактом 6, размещенным в герметичной камере. При вращении турбинки контакт размыкает и замыкает электрическую цепь питания с частотой, пропорциональной скорости ее вращения, и следовательно, объемному расходу жидкости.

Пакер расходомера раскрывается с помощью блока управления 1 и электродвигателя постоянного тока 2. Каркас пакера изготовлен из пружинящих лент, обтянутых оболочкой из ткани или пленки. В закрытом состоянии оболочка пакера находится под трубой 9, перекрывающей входные отверстия. При включении двигателя через редуктор 3 уплотненный вал вращает ходовые винты 4 и 5. Труба 9 перемещается вверх и снимается с пакера фонарного типа, состоящего из пружинных лент 11 и манжеты 13, выполненной в виде полого усеченного конуса с диафрагмой 12. При дальнейшем движении труба через крестовину 15 и тягу 10 поднимает втулку 14, к которой крепятся пластины каркаса. Во время сжатия пластин пакер перекрывает кольцевую площадь и прижимает оболочку к обсадной трубе. Жидкость через входные окна поступает в калиброванный канал, где установлена турбинка, и через отверстия выходит из прибора. После проведения измерений пакер закрывается. Реверс двигателя обеспечивается за счет изменения полярности напряжения.

Дебитомер «Кобра-Р36». Пакер в нем выполнен в виде полого цилиндрического пакета, состоящего из тонких плоских пружин, которые при сжатии перекрывают кольцевой зазор. Отличительной особенностью таких дебитомеров является то, что входные и выходные отверстия открываются только в процессе измерения. Это позволяет увеличить ресурс работы турбинки и предохраняет ее от засорения при спуско-подъемных операциях.

Рис. 11.1. Глубинный дебитомер РГД-2М



Рис. 11.2. Глубинный дебитомер ДГД-8

Дебитомеры типа ДГД предназначены для исследования фонтанных скважин, оборудованных лифтом малого диаметра или остеклованными трубами. Дебитомер ДГД-8 с диаметром корпуса глубинного прибора 26 мм спускают в затрубное пространство глубинно-насосных скважин. Датчик расхода этого прибора (рис. 11.2) состоит из турбинки 7 с постоянным магнитом 6 и магнитоуправляемого контакта 5. Пакер 9 представляет собой оболочку, обтягивающую пружинные ленты, расположенные по диаметру прибора. Для увеличения верхнего предела измерения в оболочке могут быть сделаны отверстия.

Открывается пакер с помощью электродвигателя 7, который через редуктор 2 вращает ходовой винт 3 и перемещает поступательно уплотненный шток 4 с размещенным на нем преобразователем. При этом тяга 8, соединенная с ползуном 10, сжимает пружины пакера, который принимает сферическую форму и перекрывает кольцевой зазор. Для включения и отключения электродвигателя предназначены концевые микровыключатели 11. Характеристика дебитомеров указанных типов приведена в табл. 11.1.

Таблица 11.1

Характеристика дебитомеров с управляемым пакером

Показатель	РГД-2М	РГТ-1	Кобра-Р36	ДГД-6	ДГД-6Б	ДГД-8
Предел измерения дебита, м3/сут Погрешность измерения, %

Подобные документы

• Промысловые исследования пластов и скважин

  Виды и методика гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Обработка результатов исследования нефтяных скважин со снятием кривой восстановления давления с учетом и без учета притока жидкости к забою после ее остановки.
  
  курсовая работа [680,9 K], добавлен 27.05.2019
  

• Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах

  Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований. Исследование скважин и пластов на установившихся режимах работы. Условия применения гидродинамических исследований. Обработка результатов исследования скважин методом установившихся отборов.
  
  курсовая работа [69,5 K], добавлен 12.02.2013
  

• Гидродинамические исследования разведочных скважин

  Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019
  

• Техника и технология гидродинамических исследований скважин

  Гидродинамические исследования скважин и пластов. Схема и фотография глубинного прибора (манометр-термометр). Исследования при неустановившихся отборах. Методы кривой падения давления и кривой восстановления уровня. Способы обработки гидропрослушивания.
  
  презентация [3,3 M], добавлен 26.05.2014
  

• Освоение и гидродинамические исследования скважин

  Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.
  
  контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

  Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
  
  курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.
  
  отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012
  

• Назначение и методы исследования скважин

  Методы исследования скважин н технические средства для их осуществления. Электрокаротаж и его разновидности. Результаты реальных исследований скважин при разной обводненности продукции и содержании газа. Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений.
  
  презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
  

• Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

  Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
  
  курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам