Приборы для исследования скважин
ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.
Повседневное, целенаправленное проведение исследований работы нефтяных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку месторождений.
Дебиты жидкости замеряют на ГЗУ, а газа – с помощью газовых расходомеров. Пласто-вое и забойное давление измеряют с помощью глубинных манометров. На промыслах приме-няют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-пор-шневые, дифференциальные.
Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров. Глубинно-насосные скважи-ны, оборудованные ЭЦН, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров.
Для определения профиля притока в добывающих скважинах применяют глубинные де-битомеры. Прибор спускается в работающие скважины и регистрирует распределение вели-чин дебита по разрезу пласта. Общая величина дебита измеряется на ГЗУ.
Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, спускае-мыми в скважину на электрическом кабеле.
Глубинные отборы проб продукции проводятся с помощью глубинных пробоотборни-ков.
Спуск глубинных измерительных приборов через НКТ в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется с помощью специального герметизирующего сальникового устройства – лубрикатора.
За изменением динамического уровня в скважинах, оборудованных ШГН, наблюдают с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распро-странения звуковой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в мужтрубном пространстве.
СИАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯМИ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН.
Станции управленияпредназначены для управления работой и защиты электро-двигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Стан-ции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевоз-можными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и уста-новка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устана-вливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках.
НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ.
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными.
В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Наряду с двухфазными сепараторами органи-зовано производство и трехфазных сепараторов, которые помимо отделения газа от нефти служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве техноло-гического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).
В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС, применяются сепарацион-ные установки с насосной откачкой или ДНС.
Наибольшее применение нашли сепарационные установки с насосной откачкой типа БН.
Сепараторы типа НГС (рис. 41) широко применяются при обустройстве нефтяных ме-сторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на пер-вой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.
Рис. 41. Нефтегазовый сепаратор типа НГС: 1-горизонтальная емкость; 2-входной патрубок; 3-распределите-льное устройство; 4, 5-дефлекторы; 6-вертикальный каплеотбойник; 7-патрубок для выхода нефти; 8-горизон-тальный каплеотбойник; 9-диск; 10-патрубок для выхода нефти.
В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС пропускной спосо-бностью по жидкости 2000— 30000 т/сут.
Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6сетчатые отбойники. Кроме того, ап-парат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматическо-го регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое на-правление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделивши-йся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффек-тивность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис. не показаны) поступает в газосборную сеть.
Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности во-ронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти уста-навливается диск 9.
Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а сред-ства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обе-спечивать:
1) автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;
2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепа-ратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.
3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
Читайте также:
Рекомендуемые страницы:
Поиск по сайту
poisk-ru.ru
Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин — Студопедия
Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 6.10), который состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.
Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.
Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на автомашине.
После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется специальным измерительным роликом, соединенным со счетчиком, показывающим глубину спуска прибора. После
Рис. 6.10. Лубрикатор
измерений прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность.
Для насосной эксплуатации имеются малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400 т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу скважины снова переводят на прежний режим.
Однако такое нарушение может отразиться на измеряемых параметрах, поэтому после такой операции скважине необходимо дать возможность выйти на установившийся режим. Многие скважинные приборы (манометры, термометры, пробоотборники) имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри самого прибора. Такие аппараты спускаются на стальной (из прочной тигельной стали) проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм. Проволока не должна иметь скруток и спаек, так как должна беспрепятственно проходить через сальник лубрикатора. Все приборы с дистанционной регистрацией показаний п дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле.
Рис. 6.11. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров
Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.11, а). Чувствительным элементом п этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.
Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.
Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.
На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.
Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически неограниченную длину. В то же время они должны обладать большой точностью измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно знать изменение этого давления при измерении, например, депрессии пли при снятии КВД.
studopedia.ru
Комплексный прибор для исследования скважин
Изобретение относится к области геофизики и предназначено для проведения комплекса геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, эксплуатируемых горизонтальным стволом, в частности для измерения, индикации, контроля и передачи на поверхность физических параметров скважин.
Известно устройство контроля за разработкой и эксплуатацией газовой скважины (патент RU 2230903, Е21В 47/00), которое содержит корпус цилиндрической формы, сверху которого находится узел стыковки с каротажным кабелем. В самом корпусе установлены датчики расхода осевого потока и горизонтального потока газа, датчики влажности, давления, шума, температуры, гамма-каротажа, локатора муфт, блок питания и электронные платы, на корпусе установлен центратор, центрирующий само устройство по оси скважины.
Известен комплексный прибор для исследования действующих горизонтальных скважин «АГАТ-КГ-42» (научно-технический вестник АИС «Каротажник», Тверь, 2004, вып.111-112, с.103) и его модификация «АГАТ КГ-42 6В», спускаемый в скважину на специальном каротажном кабеле, состоящий из двух самостоятельных модулей - модуля ПМ и модуля РВС. Модуль ПМ содержит датчики давления, температуры, индукционный резистивиметр, механический расходомер, локатор муфт и гамма-канал ГК. Модуль РВС содержит модуль высокочувствительного расходомера с рычажным центратором и с раскрывающейся турбинкой, термоиндикатор притока (СТИ) и датчик температуры, расположенные на оси прибора. На рычагах центратора, являющегося одновременно и формирователем потока, расположены шесть датчиков влагосодержания, обеспечивающих сканирование состава в стволе горизонтальной скважины в условиях расслоенного течения.
Недостатком известных приборов является узкая область применения из-за ограниченных функциональных возможностей, потому что в условиях расслоенного течения датчики расходомера, температуры и СТИ не обеспечивают возможность послойного сканирования температурного поля и динамических параметров многофазного потока.
Техническим результатом изобретения является повышение информативности исследований, эффективности работы устройства, расширение функциональных возможностей в условиях расслоенного многофазного потока.
Технический результат достигается тем, что комплексный прибор для исследования скважин, выполненный с возможностью спуска в ствол скважины на каротажном кабеле, содержит цилиндрический корпус, рычажный центратор, центрирующий прибор по оси скважины, датчики температуры потока флюида, датчик состава флюида и термоиндикатор притока, расположенные на оси прибора, а также датчики состава флюида, размещенные на рычагах центратора и распределенные по периметру ствола скважины. Центратор имеет по меньшей мере шесть рычагов, на каждом из которых размещен по меньшей мере один дополнительный датчик температуры потока флюида и по меньшей мере один дополнительный термоиндикатор притока, расположенные по периметру ствола скважины на одной линии с датчиками состава параллельно оси прибора, при этом корпус снабжен дополнительным верхним рычажным центратором в хвостовой части прибора.
Предпочтительно датчики состава совмещены (размещены в одном корпусе) с дополнительными датчиками температуры или дополнительными термоиндикаторами притока.
Дополнительный верхний рычажный центратор также может быть снабжен датчиками, размещенными на его рычагах.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведен общий вид комплексного прибора, а на фиг.2 изображена схема расположения корпуса прибора и датчиков температуры, состава и СТИ в стволе горизонтальной скважины.
Комплексный прибор представляет собой цилиндрический корпус 1, в котором размещены встроенные датчики (локатор муфт ЛМ, гамма-канала ГК, давления МН, пассивного многоканального шумомера АШ, датчики ориентации XYZ, платы с электроникой), верхний центратор 2, размещенный в хвостовой части прибора после разъемного кабельного окончания 3, головной центратор, состоящий по меньшей мере из шести подпружиненных рычагов 4, на каждом из которых размещен по меньшей мере один датчик 5 температуры, совмещенный с датчиком состава, и по меньшей мере один термоиндикатор 6 притока СТИ. Возможно совмещение термоиндикатора 6 притока с датчиком состава. В головном обтекателе 7 смонтированы осевой датчик 8 температуры, совмещенный с датчиком состава, а в корпусе прибора осевой термоиндикатор 9 притока СТИ.
Подпружиненные рычаги 4 обеспечивают центрирование корпуса 1 прибора по оси наклонной и горизонтальной скважины 10 и распределение датчиков 5 температуры, совмещенных с датчиками состава, и термоиндикаторов 6 притока по периметру скважины. При этом осевые датчики 8 и 9 находятся по оси скважины.
Дополнительный верхний центратор 2 также может быть снабжен датчиками температуры и состава флюида и термоиндикаторами притока, размещенными на его рычагах и распределенными по периметру ствола скважины на одной линии параллельно оси прибора аналогично головному рычажному центратору.
Комплексный прибор для исследования скважин работает следующим образом.
После спуска прибора в интервал исследований и приведения его в рабочее положение происходит раскрытие центраторов и проводится регистрация физических полей в процессе движения прибора на спуске. Привязка положения прибора к разрезу и конструкции эксплуатационной колонны обеспечивается методами привязки ГК и ЛМ. Текущее давление в точке расположения прибора на момент проведения замера определяется по датчику давления МН, ориентация корпуса прибора и положения датчиков на рычагах активного центратора относительно гравитационного поля Земли - датчиком ориентации XYZ. Встроенный в корпус прибора датчик акустических шумов обеспечивает измерение интенсивности гидроакустических шумов с последующим спектральным анализом.
Группа датчиков 5 и 6, расположенных на рычагах 4, обеспечивает регистрацию распределения температуры, состава и скорости потока по периметру ствола скважины (фиг.2), а осевые датчики 8 и 9 - на оси потока. Датчик ориентации, привязанный к положению одного из датчиков группы 5, 6, обеспечивает возможность построения поля температуры, состава и локальной скорости потока по сечению ствола скважины с учетом гравитационного поля Земли методом интерполяции кубическими сплайнами. Комплексный анализ всех регистрируемых параметров с учетом распределения полей температуры, состава и локальных скоростей по сечению потока обеспечивает возможность однозначного выделения интервалов поступления нефти или воды в условиях расслоенного многофазного потока в стволе низкодебитной горизонтальной скважины. Расположение датчиков СТИ выше датчиков температуры обеспечивает отсутствие искажения температурного поля потока за счет тепловыделения в датчиках СТИ при регистрации параметров в добывающей скважине на спуске прибора. Расположение группы датчиков температуры, состава и СТИ на одной линии, параллельной оси скважины, обеспечивает учет исходной температуры потока, состава флюида для количественной оценки локальной скорости потока по датчику СТИ.
Комплекс всех измеряемых параметров непрерывно передается на наземный регистратор в режиме реального времени по кабелю или накапливается во внутренней памяти прибора. Электропитание измерительной схемы и прибора в целом выполняется по кабелю или автономными источниками питания. Транспортировка прибора по горизонтальному стволу выполняется штатными устройствами, предназначенными для проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах.
edrid.ru
КОМПЛЕКСНЫЙ ПРИБОР ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Изобретение относится к области геофизики и предназначено для проведения комплекса геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, эксплуатируемых горизонтальным стволом, в частности для измерения, индикации, контроля и передачи на поверхность физических параметров скважин.
Известно устройство контроля за разработкой и эксплуатацией газовой скважины (патент RU 2230903, Е21В 47/00), которое содержит корпус цилиндрической формы, сверху которого находится узел стыковки с каротажным кабелем. В самом корпусе установлены датчики расхода осевого потока и горизонтального потока газа, датчики влажности, давления, шума, температуры, гамма-каротажа, локатора муфт, блок питания и электронные платы, на корпусе установлен центратор, центрирующий само устройство по оси скважины.
Известен комплексный прибор для исследования действующих горизонтальных скважин «АГАТ-КГ-42» (научно-технический вестник АИС «Каротажник», Тверь, 2004, вып.111-112, с.103) и его модификация «АГАТ КГ-42 6В», спускаемый в скважину на специальном каротажном кабеле, состоящий из двух самостоятельных модулей - модуля ПМ и модуля РВС. Модуль ПМ содержит датчики давления, температуры, индукционный резистивиметр, механический расходомер, локатор муфт и гамма-канал ГК. Модуль РВС содержит модуль высокочувствительного расходомера с рычажным центратором и с раскрывающейся турбинкой, термоиндикатор притока (СТИ) и датчик температуры, расположенные на оси прибора. На рычагах центратора, являющегося одновременно и формирователем потока, расположены шесть датчиков влагосодержания, обеспечивающих сканирование состава в стволе горизонтальной скважины в условиях расслоенного течения.
Недостатком известных приборов является узкая область применения из-за ограниченных функциональных возможностей, потому что в условиях расслоенного течения датчики расходомера, температуры и СТИ не обеспечивают возможность послойного сканирования температурного поля и динамических параметров многофазного потока.
Техническим результатом изобретения является повышение информативности исследований, эффективности работы устройства, расширение функциональных возможностей в условиях расслоенного многофазного потока.
Технический результат достигается тем, что комплексный прибор для исследования скважин, выполненный с возможностью спуска в ствол скважины на каротажном кабеле, содержит цилиндрический корпус, рычажный центратор, центрирующий прибор по оси скважины, датчики температуры потока флюида, датчик состава флюида и термоиндикатор притока, расположенные на оси прибора, а также датчики состава флюида, размещенные на рычагах центратора и распределенные по периметру ствола скважины. Центратор имеет по меньшей мере шесть рычагов, на каждом из которых размещен по меньшей мере один дополнительный датчик температуры потока флюида и по меньшей мере один дополнительный термоиндикатор притока, расположенные по периметру ствола скважины на одной линии с датчиками состава параллельно оси прибора, при этом корпус снабжен дополнительным верхним рычажным центратором в хвостовой части прибора.
Предпочтительно датчики состава совмещены (размещены в одном корпусе) с дополнительными датчиками температуры или дополнительными термоиндикаторами притока.
Дополнительный верхний рычажный центратор также может быть снабжен датчиками, размещенными на его рычагах.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведен общий вид комплексного прибора, а на фиг.2 изображена схема расположения корпуса прибора и датчиков температуры, состава и СТИ в стволе горизонтальной скважины.
Комплексный прибор представляет собой цилиндрический корпус 1, в котором размещены встроенные датчики (локатор муфт ЛМ, гамма-канала ГК, давления МН, пассивного многоканального шумомера АШ, датчики ориентации XYZ, платы с электроникой), верхний центратор 2, размещенный в хвостовой части прибора после разъемного кабельного окончания 3, головной центратор, состоящий по меньшей мере из шести подпружиненных рычагов 4, на каждом из которых размещен по меньшей мере один датчик 5 температуры, совмещенный с датчиком состава, и по меньшей мере один термоиндикатор 6 притока СТИ. Возможно совмещение термоиндикатора 6 притока с датчиком состава. В головном обтекателе 7 смонтированы осевой датчик 8 температуры, совмещенный с датчиком состава, а в корпусе прибора осевой термоиндикатор 9 притока СТИ.
Подпружиненные рычаги 4 обеспечивают центрирование корпуса 1 прибора по оси наклонной и горизонтальной скважины 10 и распределение датчиков 5 температуры, совмещенных с датчиками состава, и термоиндикаторов 6 притока по периметру скважины. При этом осевые датчики 8 и 9 находятся по оси скважины.
Дополнительный верхний центратор 2 также может быть снабжен датчиками температуры и состава флюида и термоиндикаторами притока, размещенными на его рычагах и распределенными по периметру ствола скважины на одной линии параллельно оси прибора аналогично головному рычажному центратору.
Комплексный прибор для исследования скважин работает следующим образом.
После спуска прибора в интервал исследований и приведения его в рабочее положение происходит раскрытие центраторов и проводится регистрация физических полей в процессе движения прибора на спуске. Привязка положения прибора к разрезу и конструкции эксплуатационной колонны обеспечивается методами привязки ГК и ЛМ. Текущее давление в точке расположения прибора на момент проведения замера определяется по датчику давления МН, ориентация корпуса прибора и положения датчиков на рычагах активного центратора относительно гравитационного поля Земли - датчиком ориентации XYZ. Встроенный в корпус прибора датчик акустических шумов обеспечивает измерение интенсивности гидроакустических шумов с последующим спектральным анализом.
Группа датчиков 5 и 6, расположенных на рычагах 4, обеспечивает регистрацию распределения температуры, состава и скорости потока по периметру ствола скважины (фиг.2), а осевые датчики 8 и 9 - на оси потока. Датчик ориентации, привязанный к положению одного из датчиков группы 5, 6, обеспечивает возможность построения поля температуры, состава и локальной скорости потока по сечению ствола скважины с учетом гравитационного поля Земли методом интерполяции кубическими сплайнами. Комплексный анализ всех регистрируемых параметров с учетом распределения полей температуры, состава и локальных скоростей по сечению потока обеспечивает возможность однозначного выделения интервалов поступления нефти или воды в условиях расслоенного многофазного потока в стволе низкодебитной горизонтальной скважины. Расположение датчиков СТИ выше датчиков температуры обеспечивает отсутствие искажения температурного поля потока за счет тепловыделения в датчиках СТИ при регистрации параметров в добывающей скважине на спуске прибора. Расположение группы датчиков температуры, состава и СТИ на одной линии, параллельной оси скважины, обеспечивает учет исходной температуры потока, состава флюида для количественной оценки локальной скорости потока по датчику СТИ.
Комплекс всех измеряемых параметров непрерывно передается на наземный регистратор в режиме реального времени по кабелю или накапливается во внутренней памяти прибора. Электропитание измерительной схемы и прибора в целом выполняется по кабелю или автономными источниками питания. Транспортировка прибора по горизонтальному стволу выполняется штатными устройствами, предназначенными для проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах.
edrid.ru
