Cтраница 1
Поверхностные приборы, используемые в нефтедобыче, в большинстве случаев по своему устройству ничем не отличаются от контрольно-измерительных приборов, применяемых в народном хозяйстве. [1]
Чтобы по показаниям поверхностных приборов определить забойные давления ( статические) в простаивающих газовых скважинах, Спенсер и Бойд приготовили специальные корреляционные таблицы. В работе, опубликованной в 1955 г., Соккер и Корнелл включили также потери на трение, в результате чего стало возможным по показаниям поверхностных приборов определять не только статические, но и динамические забойные давления в газовых скважинах. [2]
Для периодического ручного контроля находят применение переносные поверхностные приборы, так называемые термощупы. [3]
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. [4]
Фиксация скорости вращения мрыльчатки, находящейся в скважине, с помощью поверхностного прибора - задача сложная, но не требующая при решении проведения специальных исследований. Скорость же вращения крыльчатки, характеризующая интенсивность потока, зависит от ее размеров и конструктивных элементов, свойств движущейся жидкости, размеров и характера движения потока и других факторов. Поэтому при разработке конструкции расходомера необходимо уделить особое внимание рабочему элементу датчика, формирующему походный сигнал и определяющего достоверность измерений. Отмеченное обстоятельство требует проведения специальных исследований его работы. [5]
Объясняется это в основном тем, что при бурении глубоких скважин величина действительного усилия подачи Ря всегда меньше измеренного поверхностными приборами, так как на колонну бурильных труб действуют направленные вверх силы сопротивления поступательному движению колонны FT и гидравлического подпора г. По мере заполнения колонковой трубы керном силы гидравлического сопротивления растут и одновременно растет давление, развиваемое насосом. [6]
В приборном модуле расположены инклинометр, каротажные приборы и датчики давления в скважине. Поверхностные приборы и органы управления связаны с забойными датчиками и исполнительными механизмами электрическим кабелем и гидравлическими трубками, расположенными внутри ГНТ. [7]
Для этой цели могут быть использованы поверхностные приборы - термисторы, позволяющие контролировать температуру одновременно по всей поверхности корпуса аппарата. За температурой корпуса газогенератора можно наблюдать также при покрытии его поверхности так называемой термокраской, цвет которой соответственно изменяется в случае повышения температуры сверх заданной. Однако такой метод контроля недостаточно надежен, так как требует непрерывного визуального наблюдения за изменением цвета краски. [8]
В связи с этим возникают силы сопротивления ее осевому перемещению. Эти силы изменяются во времени при постоянных, заданных по показаниям поверхностных приборов значениях осевой нагрузки и частоты вращения. [9]
С увеличением глубин скважин все большее значение приобретают приборы и аппаратура для забойного контроля процессов бурения. Это объясняется тем, что все труднее становится измерять величину параметра поверхностными приборами вследствие увеличения ошибок, связанных с удлинением колонны бурильных труб. [10]
Чтобы по показаниям поверхностных приборов определить забойные давления ( статические) в простаивающих газовых скважинах, Спенсер и Бойд приготовили специальные корреляционные таблицы. В работе, опубликованной в 1955 г., Соккер и Корнелл включили также потери на трение, в результате чего стало возможным по показаниям поверхностных приборов определять не только статические, но и динамические забойные давления в газовых скважинах. [11]
Для правильной интерпретации результатов исследований скважинными расходомерами необходимо предварительно ознакомиться с материалами геофизических методов исследования скважин, по которым на профиле перфорации можно отметить хорошо - и слабопроницаемые пропластки и глинистые перемычки, а также выявить нефтеносные и водоносные пласты. Перед исследованием должны быть известны общий дебит ( или расход) скважины, процентное содержание воды в продукции и фазовое состояние нефти в зоне исследования. Дебит скважины и процентное содержание воды определяются по показанию поверхностных приборов или по анализу проб, отбираемых со скважины, а фазовое состояние нефти в призабойной зоне - по сопоставлению забойного давления и давления насыщения. Эти данные необходимы для правильного подбора прибора и его пакерующего элемента, а также для учета при необходимости дополнительных погрешностей измерения. [12]