Глубинные дистанционные термометры состоят из датчика, кабеля и измерительной аппаратуры (вторичного прибора). Существуют электрические глубинные термометры сопротивления, спускаемые в скважину на трехжильном и одножильном кабеле.
Рисунок 3. Схема дистанционного одножильного термометра
На рис. 3 приведена схема дистанционного электрического термометра сопротивления, спускаемого в скважину на одножильном кабеле. РП - регистрирующий прибор; Rt - чувствительный элемент термометра сопротивления 2000 Ом при 20° С; П1 - П4 - переключатели по 0,1; 1; 5 и 20° С: П5 - переключатель для компенсации различия в сопротивлении жил кабеля; ЦЖК - центральная жила кабеля; БК, - броня кабеля
(2),
где Rиз - сопротивление изоляционного кабеля; Rб - сопротивление брони; Rк - сопротивление жилы кабеля; Rt - чувствительный элемент
В приборе мостовая схема собрана на поверхности. В глубинном снаряде, спускаемом на одножильном кабеле в скважину, расположен чувствительный элемент Rt, представляющий сопротивление с большим температурным коэффициентом (медь).
Три плеча моста R1-R3 - постоянные сопротивления. Положения равновесия устанавливаются сопротивлениями r1-r4, включенными в то плечо, в которое входит чувствительный элемент. Этими сопротивлениями плечо моста, содержащее чувствительный элемент, уравнивается с соответствующим ему плечом R2. Величину сопротивлений r1-r4 изменяют переключателями /71-П4. При изменении положения переключателей П1-П4 на одно деление вводится сопротивление, соответствующее 0,1; 1; 5; 20° С. Это позволяет по соответствующим указателям переключателей непосредственно отсчитывать температуру, соответствующую равновесию моста (нулевую температуру Т0). Запись температуры представляет собой запись изменения напряжения в измерительной диагонали моста, пропорционального измеряемой температуре.
Поскольку в термометрах сопротивления на одножильном кабеле в скважину опускают лишь один чувствительный элемент измерительной схемы, а в качестве канала связи между глубинным датчиком и вторичной аппаратурой используется одножильный бронированный кабель, то сопротивление, кабеля включается в активную часть измерительной цепи.
На показания одножильных термометров влияют: а) изменение сопротивления центральной жилы кабеля за счет изменения его температуры; б) изменение сопротивления брони при размотке и смотке кабеля на барабан лебедки; в) изменение сопротивления изоляции кабеля, что равноценно включению или отключению некоторого дополнительного сопротивления параллельно к глубинному датчику.
Кроме перечисленных факторов, на показания одножильных термометров оказывают влияние естественные потенциалы, возникающие на броне кабеля. Броня кабеля при большой глубине спуска эквивалентна двум заземлениям, одно из которых соответствует броне верхней части кабеля, а другое - нижней. В результате в цепь вводится некоторая естественная разность потенциалов, являющаяся результатом э. д. с., возникающей на контакте брони с окружающей средой.
Вследствие указанных причин погрешность измерения одножильными термометрами сопротивления достигает ±2° С. Таким образом, термометры сопротивления на трехжильном кабеле значительно точнее, чем на одножильном.
2.2
Глубинный дистанционный трехжильный термометр
Глубинные дистанционные термометры состоят из датчика, кабеля и измерительной аппаратуры (вторичного прибора). Существуют электрические глубинные термометры сопротивления, спускаемые в скважину на трехжильном и одножильном кабеле.
Рисунок 4. Схема дистанционного трехжильного термометра
На рис. 4 приведена схема электрического термометра сопротивления, спускаемого в скважину на трехжильном кабеле. R1 и R3 - сопротивления с большим температурным коэффициентом (из медной проволоки), R2 и R4 - сопротивления с малым температурным коэффициентом; а - контакт на корпус; К - кабель: П - прибор для записи измеряемой температуры; КП - компенсатор поляризации; Б - батарея; Rp - сопротивление реостата; Rб - балластное сопротивление.
(3),
где To - начальная температура; с - коэффициент пропорциональности; ΔU - напряжение на измерительной диагонали; I - ток в ветви моста
В глубинном снаряде прибора собрана схема электрического моста. Два противоположных плеча R2 и R4 мостовой схемы изготовлены из материала с очень малым температурным коэффициентом (константан или манганин), а два других. R1 и R3 из материала со значительным температурным коэффициентом (медь). Мостовая схема глубинного снаряда соединена с измерительной аппаратурой, расположенной на поверхности, трехжильным кабелем.
По жиле А кабеля и землю через мост пропускают ток I. Прибор измеряет разность потенциалов DU между вершинами моста М и N. Плечи моста подобраны так, что при некоторой температуре Т0, принимаемой за нулевую, выполняются следующие условия:
R1=R3=R0, R2*R3=R2*R4 (4)
При этой температуре разность потенциалов между точками N и М равна нулю. При изменении температуры сопротивления плеч R1 и R3 изменяются, нарушается равновесие моста и появляется разность потенциаловDU. Вследствие указанных причин погрешность измерения одножильными термометрами сопротивления достигает ±2° С. Таким образом, термометры сопротивления на трехжильном кабеле значительно точнее, чем на одножильном.
Основным недостатком термометров сопротивления на трехжильном кабеле является невозможность спуска их в скважины с большим буферным давлением из-за большого диаметра кабеля. В ряде случаев в глубинных термометрах в качестве чувствительных элементов используются полупроводниковые сопротивления. Однако вследствие нелинейности и нестабильности характеристики они не получили распространения.[5].
3.
Необходимость измерения расхода
Процессы бурения скважин, добычи, транспорта и хранения нефти и газа являются сложными технологическими процессами, поэтому для оптимального ведения их необходимо знание достаточно большого количества параметров. Одним из наиболее важных параметров технологических процессов является расход. Рассмотрим основные задачи, в решении которых необходимо значение расхода.
. Измерение расхода в бурении.
Рисунок. 5. Схема циркуляции раствора
) Для обеспечения оптимального режима бурения необходимо разрушенную забойным инструментом породу удалять с забоя. Схема циркуляции бурового раствора в бурящейся скважине показана на рис. 5. Для выноса породы необходимо обеспечить соответствующую скорость восходящего потока бурового раствора, т.е. необходимо обеспечить соответствующий расход закачиваемого в бурящуюся скважину бурового раствора. Соответственно необходимо постоянно измерять расход бурового раствора.
) Одним из самых распространенных забойных двигателей в настоящее время является турбобур.
Для получения достаточного вращающего момента и скорости вращения вала турбобура необходимо обеспечить соответствующий расход промывочной жидкости.
) Часто в процессе бурения «проходят» пласты, которые или поглощает промывочную жидкость (зона поглощения) или «подливают» пластовую жидкость (зона притока) в буровой раствор, меняя его параметры. Наличие притока или поглощения может быть установлено сравнением закачиваемого бурового раствора и расхода бурового раствора, выходящего из скважины.
. Необходимость измерения расхода в добыче нефти
) В процессе разработки нефтяных месторождений необходим строгий учет извлекаемой на поверхность нефти, т.е. необходимо постоянное измерение расхода по каждой эксплуатационной скважине. Для разработки мероприятий по поддержанию пластового давления. В связи с этим возникает необходимость учета не только количества извлекаемой нефти, но и количества извлекаемой вместе с нефтью жидкости. Т.е. в процессе разработки нефтяного месторождения необходимо постоянно измерять расход извлекаемых на поверхность нефти и жидкости (пластовой воды).
) Транспортировку нефти от нефтесборных парков до потребителей осуществляют нефтепроводные управления (организации). Передача добытой и подготовленной для потребителей нефти осуществляется с обязательным использованием различных типов расходомеров наиболее высокого класса точности. В настоящее время для этих целей используют узлы учета нефти, представляющие собой комплекс приборов, позволяющих с целью повышения точности измерений вносить ряд поправок на изменение физико-химических свойств перекачиваемого продукта.
) С целью поддержания пластового давления на заданном уровне в пласт закачивается большое количество воды. Часто закачка воды осуществляется не только в законтурную, но и во внутриконтурной части пласта. Большое количество закачиваемой в пласт воды существенно влияет на положение контура нефтеносности, иногда приводит к образованию «языков» обводнения, что существенно понижает суточную добычу нефти и нефтеотдачи пласта в целом. В связи с этим, учитывая проницаемость вскрытого скважиной участка, для каждой нагнетательной скважины устанавливается оптимальный расход закачиваемой в пласт жидкости. В процессе эксплуатации нефтяного пласта установленный расход может корректироваться, предотвращая образование «языков» обводнения.
) Подсчет запасов нефти производится при пластовых условиях, т.е. при определенных (измеренных) пластовых давлениях и температуре. В пластовых условиях, как правило, в нефти растворено значительное количество газа. При извлечении нефти на поверхность этот газ выделяется, соответственно изменяется (по сравнению с пластовыми условиями) и объем извлекаемой нефти. Поэтому для более точного сопоставления запасов нефти в пласте и извлекаемых объемов из этого пласта целесообразно хотя бы периодически измерять расход добываемой нефти в условиях, максимально приближенных к пластовым, т.е. использовать глубинные расходомеры, которые позволяют измерять расход на забое скважины.
) Довольно часто одной скважиной эксплуатируют несколько продуктивных пластов. В этом случае измерение на поверхности суммарного расхода не позволяет делать заключение (выводы) о работе каждого пласта. Задача определения производительности каждого пласта в таких условиях может быть решена применением глубинных расходомеров.
) Аналогичная ситуация может возникнуть и в том случае, когда одной нагнетательной скважиной вскрывают несколько поглощающих пластов. Режимы закачки необходимо устанавливать по каждому пласту, поэтому для контроля закачки в каждый пласт необходимо пользоваться глубинными расходомерами.
) Когда одна эксплуатационная скважина вскрывает два и более нефтеносных пластов, из-за различия пластовых давлений в них может наблюдаться переток жидкости из одного пласта в другой. Как и в п. 5, установить наличие перетока и провести цикл исследовательских работ помогут глубинные приборы, в комплекте которых в обязательном порядке будет присутствовать и глубинный расходомер.
) Обсадные колонны после цементирования проверяют на герметичность. Если колонна не герметична, то нарушение целостности колонны монет быть определено о помощью глубинного расходомера.
Достоинства глубинных дистанционных расходомеров: высокая точность; высокий порог реагирования; высокая повторяемость исследования.
Недостатки глубинных дистанционных расходомеров: не высокая работоспособность при высоких расходах; создание перепада давления; низкая надежность конструкции (особенно при высоких температурах); время- и труднозатратная технология измерения; засорение опор оси турбинки.