RU2205952C2

RU2205952C2 - Downhole flowmeter

Info

Publication number: RU2205952C2
Application number: RU2001124105/03A
Authority: RU
Inventors: Е.С. Анохина; Т.Г. Габдуллин; Ш.Т. Габдуллин; А.Г. Корженевский; Ю.Б. Томус
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика"
Priority date: 2001-08-29
Filing date: 2001-08-29
Publication date: 2003-06-10

Abstract

FIELD: well research; applicable in construction of profile of inflow or absorption in wells of low productivity. SUBSTANCE: downhole flowmeter has downhole instrument with holder installed on supports in its body and rotating relative to body with help of electric motor with reducing gear whose output help of electric motor with reducing gear whose output shaft has kinematical connection with holder by means of magnetic coupling, and secondary instrument connected with downhole instrument through logging cable and provided with device for reversing and regulation of rotation speed of electric motor with reducing gear. Fitted inside holder, also on supports, is turbine flowmeter. Located above and below turbine flowmeter are jet-guide grates made in form of screw-shaped blades. Downhole instrument has reed-relay transducer of holder rotation speed and two transducers - reed-relays for determination of speed and direction of turbine rotation. EFFECT: reduced lower limit of measurement. 4 dwg

Description

Изобретение относится к аппаратуре для геофизических и гидродинамических исследований скважин и может быть использовано в нефтяной промышленности при исследовании действующих скважин. The invention relates to equipment for geophysical and hydrodynamic studies of wells and can be used in the oil industry in the study of existing wells.

Известен расходомер для исследования действующих скважин [1], содержащий пакер для перекрытия колонны обсадных труб и направления потока жидкости в измерительный канал прибора, где установлен турбинный датчик скорости потока. A known flowmeter for researching existing wells [1], containing a packer for blocking the casing string and directing fluid flow into the measuring channel of the device, where a turbine flow rate sensor is installed.

Недостатками данного расходомера являются сложность и низкая надежность пакера и погрешности измерения от перепада давления, создаваемого пакером. The disadvantages of this flow meter are the complexity and low reliability of the packer and measurement errors from the pressure drop created by the packer.

Наиболее близким к предлагаемому является расходомер [2], турбинный датчик которого посажен на опорах в обойму, установленную также на опорах в корпус прибора. Обойма через магнитную муфту имеет кинематическую связь с выходным валом электродвигателя с редуктором и с помощью последнего приводится во вращательное движение. Таким образом, в рабочем состоянии обойма вращается на своих опорах относительно корпуса прибора и турбинного датчика. Этим трение покоя в опорах турбинного датчика заменяется трением движения, что в свою очередь повышает чувствительность прибора. Closest to the proposed one is a flow meter [2], the turbine sensor of which is mounted on supports in a ferrule, also mounted on supports in the device body. The holder through a magnetic coupling has a kinematic connection with the output shaft of the electric motor with a gearbox and is rotationally driven by the latter. Thus, in working condition, the cage rotates on its supports relative to the housing of the device and the turbine sensor. This rests friction in the supports of the turbine sensor is replaced by friction movement, which in turn increases the sensitivity of the device.

Однако нижний предел измерения данного расходомера не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к прибору при исследовании добывающих скважин с низкодебитными нижними пластами и пропластками, т.к. с помощью этого расходомера невозможно построить детальный профиль притока в скважину в интервалах нижних продуктивных горизонтов. Целью изобретения является снижение нижнего предела измерения расходомера. However, the lower limit of measurement of this flow meter does not satisfy the requirements for the device in the study of production wells with low-rate lower layers and interlayers, because using this flowmeter it is impossible to build a detailed profile of the inflow into the well in the intervals of the lower productive horizons. The aim of the invention is to reduce the lower limit of measurement of the flow meter.

Расходомер работает следующим образом. Скважинный прибор с помощью кабельного наконечника присоединяют к каротажному кабелю, намотанному на барабан лебедки каротажного подьемника (на чертежах не показано). К другому концу кабеля через каротажный коллектор (токосъемник) лебедки подъемника подключают вторичный прибор расходомера. Скважинный прибор расходомера с помощью каротажного подъемника спускают в скважину до глубины ниже нижней границы продуктивных пластов (в зумф). Подачей с помощью вторичного прибора регулируемого напряжения определенной полярности на электродвигатель обеспечивают в зоне турбинки движение жидкости в направлении восходящего потока и добиваются устойчивого равномерного вращения турбинного датчика. При этом обойма 4 (фиг. 1) со своими направляющими решетками 14 и 15 (фиг.2 и 3), имеющими форму винтообразных лопастей, вращается на своих опорах 2, 3 относительно корпуса 1 скважинного прибора. The flow meter operates as follows. The downhole tool using a cable lug is attached to the logging cable wound on the drum winch of the logging hoist (not shown in the drawings). The secondary device of the flowmeter is connected to the other end of the cable through the logging collector (current collector) of the hoist winch. The downhole device of the flowmeter using a logging tool is lowered into the well to a depth below the lower boundary of the reservoir (in the sump). By supplying a controlled voltage of a certain polarity to a motor using a secondary device, the fluid in the turbine zone moves in the direction of the upward flow and achieve a stable uniform rotation of the turbine sensor. At the same time, the cage 4 (Fig. 1) with its guiding grids 14 and 15 (Figs. 2 and 3), having the shape of helical blades, rotates on its supports 2, 3 relative to the housing 1 of the downhole tool.

Это обеспечивает, наряду со снижением трения в опорах 12, 13 турбинного датчика 8, локальное движение жидкости вверх в измерительном канале А глубинного прибора. Поток жидкости попадает в измерительный канал А через окна В, а уходит из него через окна Г, выполненные в обойме 4 и корпусе 1. Таким образом, рабочий диапазон расходомера сдвигается в сторону высоких частот вращения турбинки, где более высокая и стабильная чувствительность турбинного датчика. Далее путем протяжки прибора вверх и вниз в продуктивных интервалах с остановками в отдельных наиболее информативных точках (кровля и подошва пласта, промежутки между пластами и т.п.) строят профиль притока жидкости в скважину. This provides, along with a decrease in friction in the bearings 12, 13 of the turbine sensor 8, a local upward movement of fluid in the measuring channel A of the downhole tool. The fluid flow enters the measuring channel A through the windows B, and leaves it through the windows G, made in the holder 4 and the housing 1. Thus, the working range of the flowmeter is shifted towards high speeds of the turbine, where the turbine sensor has a higher and more stable sensitivity. Then, by pulling the device up and down at productive intervals with stops at some of the most informative points (the roof and the bottom of the formation, the gaps between the layers, etc.), a profile of fluid flow into the well is built.

Расходомер может быть использован для построения профилей поглощения нагнетательных скважин малой производительности. The flow meter can be used to build absorption profiles of injection wells of low productivity.

Возможность искусственного создания локального потока жидкости в зоне турбинного датчика может быть успешно использована для решения и других промыслово-геологических задач, например для определения перетоков жидкости из одного пласта в другой путем создания локальных потоков в разные стороны. The ability to artificially create a local fluid flow in the zone of the turbine sensor can be successfully used to solve other field and geological problems, for example, to determine fluid flows from one reservoir to another by creating local flows in different directions.

Поставленная цель достигается тем, что в расходомере, содержащем скважинный прибор с турбинным датчиком расхода, посаженным на опорах в обойму с находящимися выше и ниже турбинки струенаправляющими решетками, установленную также на опорах в корпусе прибора и вращающуюся относительно корпуса с помощью электродвигателя с редуктором, выходной вал которого имеет кинематическую связь с обоймой с помощью магнитной муфты, и вторичный прибор, связанный со скважинным прибором через каротажный кабель и снабженный устройством для реверсирования и регулирования скорости вращения электродвигателя с редуктором, струенаправляющие решетки выполнены в виде винтообразных лопастей, а скважинный прибор снабжен герконным датчиком частоты вращения обоймы и двумя датчиками-герконами для определения частоты и направления вращения турбинки. This goal is achieved by the fact that in the flowmeter containing a downhole tool with a turbine flow sensor, mounted on supports in a cage with flow guide grids located above and below the turbine, mounted on supports in the device casing and rotating relative to the housing using an electric motor with gearbox, the output shaft which has a kinematic connection with the holder using a magnetic coupling, and a secondary device connected to the downhole tool through a wireline cable and equipped with a reversing device I and regulating the speed of rotation of the electric motor with a reducer, the flow guards are made in the form of helical blades, and the downhole tool is equipped with a reed switch for the speed of rotation of the cage and two reed switches for determining the frequency and direction of rotation of the turbine.

Данное техническое решение обеспечивает снижение нижнего предела измерения расходомера путем создания дополнительной скорости жидкости через турбинку за счет вращения направляющих решеток, установленных в обойме выше и ниже турбинки и имеющих винтообразные лопасти. Таким образом, решетки играют роль осевых насосов. This technical solution reduces the lower limit of measurement of the flow meter by creating additional fluid velocity through the turbine due to the rotation of the guide grids installed in the cage above and below the turbine and having helical blades. Thus, the grilles play the role of axial pumps.

На фиг.1 показан глубинный прибор расходомера, а на фиг.2, 3 и 4 - соответственно сечения А-А, Б-Б и В-В. Расходомер содержит корпус 1 из немагнитного материала с опорами 2, 3 под обойму 4, выполненную также из немагнитного материала; электродвигатель с редуктором 5, который с помощью полумуфт 6, 7 магнитной муфты имеет кинематическую связь с обоймой 4 и через каротажный кабель имеет электрическую связь со вторичным прибором (на чертежах не показаны); турбинку 8 с постоянным магнитом 9, имеющим магнитную связь с герконами 10А и 10Б (магнитоуправляемые контакты), для преобразования числа оборотов и направления вращения турбинки в электрический сигнал, посылаемый через провода 11 и каротажный кабель на вторичный прибор; опоры 12, 13, выполненные в обойме 4, для установки турбинки 8; верхняя 15 и нижняя 14 направляющие решетки с винтообразными лопастями, установленные жестко в обойме 4. In Fig.1 shows the depth gauge of the flow meter, and in Fig.2, 3 and 4, respectively, section aa, bb and bb. The flow meter comprises a housing 1 of non-magnetic material with supports 2, 3 under the holder 4, also made of non-magnetic material; an electric motor with a gearbox 5, which, with the help of the coupling halves 6, 7 of the magnetic coupling, has a kinematic connection with the clip 4 and is electrically connected to the secondary device via a wireline cable (not shown in the drawings); a turbine 8 with a permanent magnet 9, which is magnetically coupled to the reed switches 10A and 10B (magnetically controlled contacts) to convert the speed and direction of rotation of the turbine into an electrical signal sent through wires 11 and a wireline to a secondary device; supports 12, 13, made in the cage 4, for installing the turbine 8; the upper 15 and lower 14 guide lattices with helical blades mounted rigidly in the cage 4.

Угловое смещение (несимметричное расположение) герконов 10А и 10Б друг относительно друга позволяет определить направление вращения турбинки. А для определения частоты вращения обоймы 4, а следовательно, скорости дополнительно созданного локального потока жидкости в области турбинки, скважинный прибор снабжен герконным датчиком 10В, срабатывающим от магнитной муфты (полумуфты) 7. The angular displacement (asymmetric arrangement) of the reed switches 10A and 10B relative to each other allows you to determine the direction of rotation of the turbine. And to determine the rotation frequency of the cage 4, and therefore the speed of the additionally created local fluid flow in the turbine region, the downhole tool is equipped with a 10V reed switch triggered by a magnetic coupling (coupling half) 7.

Таким образом, для построения профиля притока (поглощения) жидкости в скважину используется следующая информация:
а) число оборотов и направление вращения турбинного датчика расхода 8 (последовательность электрических импульсов, сформированных с помощью герконов 10А и 10Б);
б) число оборотов (электрические импульсы, сформированные герконом 10В) и направление (по полярности подаваемого для питания электродвигателя с редуктором, находящегося в скважинном приборе, напряжения) обоймы 4.Thus, to build the profile of fluid inflow (absorption) into the well, the following information is used:
a) the number of revolutions and the direction of rotation of the turbine flow sensor 8 (a sequence of electrical pulses generated using reed switches 10A and 10B);
b) the number of revolutions (electrical impulses generated by a 10V reed switch) and the direction (voltage) of the holder 4 according to the polarity of the voltage supplied to the electric motor with a reducer located in the downhole tool.

Источники информации
1. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. М.: Недра, 1981 г.Sources of information
1. Gabdullin T.G. Operational well survey. M .: Nedra, 1981

2. Авторское свидетельство СССР 1329331, кл. G 01 F 15/18. 2. Copyright certificate of the USSR 1329331, cl. G 01 F 15/18.

Claims

A downhole flowmeter comprising a downhole tool with a turbine flow sensor mounted on supports in a cage with flow guards located above and below the turbine, also mounted on supports in the device casing and rotating relative to the casing by means of an electric motor with gearbox, the output shaft of which has a kinematic connection with the holder using a magnetic coupling, and a secondary device connected to the downhole tool via a wireline cable and equipped with a device for reversing and adjusting the rotational speed an electric motor with a gearbox, characterized in that the flow guards are made in the form of helical blades, and the downhole tool is equipped with a reed switch of the cage speed and two reed switches to determine the frequency and direction of rotation of the turbine.