Гирлове обладнання фонтанних нафтових свердловин 4 страница

 

12.2.3 Подача штангового свердловинного насоса і коефіцієнт подачі

При переміщенні плунжера вгору на величину його ходу S_n в циліндр насоса входить об’єм рідини

, (12.1)

де F – площа перерізу плунжера (або циліндра насоса), м²;

f –площа перерізу штанг, м².

При переміщенні плунжера донизу на ту ж величину S_n витісняється додатковий об’єм рідини, що дорівнює:

. (12.2)

За повний (подвійний) хід плунжера подача насоса дорівнює сумі подач за хід вгору і вниз:

. (12.3)

Якщо плунжер здійснює n ходів за хвилину, то хвилинна подача становитиме qn.

Добова подача складатиме:

. (12.4)

Між плунжером і точкою підвісу штанг, тобто головкою балансира, від якого плунжеру передається зворотно-по-ступальний рух, знаходиться довга колона штанг, яку необ-хідно розглядати, як пружний стрижень. Тому рух плунжера ні за амплітудою, ні за фазою не збігається з рухом точки підвісу, тобто величина ходу плунжера S_n не дорівнює величині ходу підвісу S. Дійсний хід плунжера не піддається прямому вимірюванню. Тому у формулу (12.4) замість S_n підставляють S. Маємо теоретичну подачу ШГН:

. (12.5)

Дійсна подача Q_Д, виміряна на поверхні після сепарації й охолодження нафти є меншою за теоретичну. Якщо прийняти відношення Q_Д до Q_T за коефіцієнт подачі насоса , то дійсну подачу насоса можна записати:

. (12.6)

Величина для випадку нормальної роботи насоса знаходиться в межах . На коефіцієнт подачі насоса впливають різні фактори.

Результуючий коефіцієнт подачі насоса можна представити як добуток декількох коефіцієнтів, що враховують вплив на його подачу різних факторів

, (12.7)

де − коефіцієнт наповнення циліндра насоса рідиною, що враховує вплив вільного газу, дорівнює:

. (12.8)

Тут , Vвp – об’єм шкідливого простору, V_s – об’єм рідини, утворений при ході плунжера вгору;

R=V_T/V_р;

– коефіцієнт, що враховує вплив зменшення величини ходу плунжера;

– коефіцієнт витоків, що враховує наявність витоків рідини при роботі насоса;

– коефіцієнт усадки, що враховує зменшення об’єму рідини при досягненні нею поверхневих ємностей.

 

12.2.4 Основні відомості про штангові глибинні насоси

 

Штангові глибинні насоси, що використовуються для експлуатації нафтових свердловин, за конструкцією по-діляють на дві основні групи: невставні (трубні) і вставні.

За типом поршня (плунжера) глибинні насоси по-діляються на плунжерні і манжетні.

Невставним чи трубним називають насос, циліндр якого приєднують безпосередньо до насосних труб і разом з ними спускають у свердловину, а складений плунжер з всмокту-вальним і нагнітальним клапанами спускають і піднімають окремо на штангах.

Вставним глибинним насосом називають насос, циліндр і плунжер якого опускають одночасно на насосних штангах. Вставний насос встановлюють на спеціальну опору (циліндр насоса закріплюють за допомогою спеціального захватного пристрою в замковій опорі, що попередньо спущена в свердловину на колоні насосних труб). В результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів або насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, а насосно-компресорні труби за-лишаються в свердловині; їх витягують лише при не-обхідності виправлення замкового пристрою, що на практиці трапляється рідко. Таким чином, тривалість зміни вставного насоса є значно меншою, ніж невставного. Окрім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосно-компресорні труби, оскільки немає потреби в їх спусканні і підніманні, а також відгвинчуванні і загвинчуванні при кожній зміні насоса. Ці переваги вставного насоса мають особливе значення при експлуатації глибоких свердловин, в яких на спуско-піднімальні операції при підземному ремонті витрачається багато часу.

Циліндр насоса складають з окремих вставних чавуннихвтулок. Довжина втулок становить 300 мм. Плунжер насосів виготовляють з особливих суцільно-тягнутих труб. Зовнішню поверхню плунжерів після ретельної механічної обробки хромують, азотують або обробляють струмами високої частоти. Насоси випускають з плунжерами 4-х виконань: гладкий плунжер (г); плунжер з кільцевими канавками (к); плунжер з гвинтовою канавкою (в); плунжер “Пескобрей”.

 

Невставні насоси

 

Схеми невставних насосів НСН1 і НСН2 показано на рис. 12.4, а вставного насоса НСВ1 – на рис. 12.5.

Невставні насоси поділяють на два типи:

1) насоси двоклапанні – НСН1 (насос свердловинний, не-вставний, першого типу) і 2) насоси триклапанні – НСН2.

 

Насос НСН1

Насос HCH1 (див. рис. 12.4, а) – вертикальний, плунжерний, невставний, одинарної дії, з двома кульовими клапанами (всмоктувальним і нагнітальним) і захватним штоком.

Число втулок у циліндрі залежно від довжини ходу плунжера і конструктивного використання циліндра може бути від 12 до 18. Умовний розмір насоса визначають за зовнішнім діаметром його плунжера, існує такий ряд 28, 32, 43, 55 і 68 мм.

Двоклапанний насос НСН1 (див. рис. 12.4, а) складаєть-ся з трьох основних вузлів:

1) циліндра з сідлом конуса на кінці;

2) всмоктувального клапана з конусом і ловильним штоком, вгвинченим в клітку клапана (шток призначений для зачеплення і витягання на поверхню клапанного вузла без витягування циліндра насоса);

3) плунжера з нагнітальним клапаном.

Після спуску на задану глибину насосних труб з циліндром на штангах спускають плунжер з вузлом всмоктувального клапана. Посадочний конус щільно сідає в гніздо, роз'єднуючи тим самим затрубний простір і порожни-ну насоса. Для витягання насоса із свердловини плунжер припіднімають вище за його звичайне верхнє положення. Наконечник плунжера підхоплює при цьому головку за-хватного штока, і ущільнюючий конус разом із всмоктуваль-ним клапаном виходить з гнізда, піднімаючись за плунжером.

 

Істотний недолік двоклапанних насосів типу НСН1 – це значний об’єм шкідливого простору (визначається відстанню

між всмоктувальним і нагнітальним клапанами при крайньо-

му нижньому положенні плунжера). Газ, що поступає в насос разом з нафтою при зниженні тиску в циліндрі (хід вгору), скупчується в цьому просторі, утворюючи газову подушку.

Об’єм, що займає газ в насосі, зменшує корисний об’єм циліндра, тобто знижує кількість нафти, що поступає в циліндр. Коефіцієнт подачі таких насосів в свердловинах з великим вмістом газу є дуже низьким.

 

1 – нагнітальний клапан; 2 – циліндр насоса; 3 – плунжер;

4 – патрубок-подовжувач; 5 – всмоктувальний клапан;

6 – сідло конуса; 7 – захватний шток; 8 – нижній нагнітальний клапан; 9 – уловлювач; 10 – наконечник

 

а – насос HCH1; б – насос HCH2

 

Рисунок 12.4 – Невставні свердловинні насоси

 

Цей недолік усунений в триклапанному насосі типу

НСН2 (див рис. 12.4, б). Шкідливий простір в ньому зменше-

но за рахунок установки додаткового нагнітального клапана на нижньому кінці плунжера. При цьому ловильний шток за-мінюється спеціальним захватним пристроєм, що монтується в нижній частині плунжера. Цей пристрій являє собою замкову муфту з навскісними прорізами, а в клітку всмоктувального клапана вгвинчують шпіндель з шпилькою. При опусканні плунжера вниз шпильки ковзають по канавках муфти, а при повороті штанг праворуч і подальшому їх підніманні захоплюються прорізами.

 

Насос НСН2

Насос НСН2 (див. рис. 12.4, б) – вертикальний, плунжерний, невставний, одинарної дії з двома нагнітальними клапанами, з одним усмоктувальним. Насос обладнано спеціального призначення гачкоподібним захопленням для посадки в башмак насоса і зриву з його вузла всмоктувального клапана.

У плунжері виконання II для насосів НСН2 відсутній верхній нагнітальний клапан, замість цього вгвинчено спеціальний клеп плунжера для його з’єднання з насосними штангами. Умовний розмір насоса – 26, 32, 43, 55, 68, 82 і 93 мм.

 

Вставні насоси HCB

 

Насоси з опорою, розташованою у верхній його частині, мають шифр НСВ1, а насоси з нижньою опорою – НСВ2. На нафтогазовидобувних підприємствах переважно використову-ють насоси типу НСВ1.

 

Насос HCB1

Насос НСВ (див. рис. 12.5) – вертикальний, плунжерний, одинарної дії, вставний, з циліндром, складеним з окремих втулок, з одним або двома всмоктувальними циліндрами і з одним або двома нагнітальними клапанами, із замковою опорою, що розташована у верхній частині насоса. Насос складається з трьох основних складальних одиниць:

- циліндра;

- плунжера;

- замкової опори.

Насос НСВ1 поставляють з плунжерами різних конст-

руктивних виконань. Плунжер ”пескобрей” з’єднується з насос-ними штангами за допомогою плунжерної клітки, штока і перевідника штока. Умовний розмір насоса – 28, 32, 38, 43, 55 і 68 мм.

1 – шток; 2 – насосно-компресорні труби; 3 – конус;

4 – замкова опора; 5 – циліндр; 6 – плунжер; 7 – напрямна труба

 

Рисунок 12.5 – Вставний свердловинний насос НСВ1

 

Глибинні штангові насоси з металевими плунжерами кожного типорозміру виготовляють із зазорами трьох величин між кожною парою плунжера і циліндра. Залежно від величи-ни зазору їх поділяють на три групи (класи) посадки:

I – зазор 20 – 70 мкм

II – зазор 70 – 120 мкм

III – зазор 120 – 170 мкм.

Насос свердловинний вставний НСВ1 (див. рис. 12.5) складається з трьох основних вузлів: циліндра, плунжера 6 і замкової опори 4. Циліндр насоса 5 на нижньому кінці має закріплений наглухо всмоктувальний клапан, а на верхньому кінці – конус 3, який служить опорою насоса.

Плунжер 6 підвішується до колони штанг за допомогою штока 1, кінець якого виступає з насоса і має відповідну різьбу для з'єднання з штангами. З метою зменшення об'єму шкідливого простору нагнітальний клапан встановлено на нижньому кінці плунжера. Насос в свердловині встановлю-ється на замковій опорі 4, яку завчасно спускають на насосно-компресорних трубах 2, на нижньому кінці яких змонтована напрямна труба 7. Спущений і закріплений в замковій опорі вставний насос працює як звичайний трубний насос.

Циліндри трубних насосів складають з чавунних втулок завдовжки 300 мм, а вставних насосів – із сталевих втулок такої ж довжини. Залежно від довжини ходу плунжера число втулок в циліндрі складає від 6 до 17.

З метою підвищення зносостійкості втулки піддають термічній обробці. Складені разом вони утворюють один суцільний циліндр з ретельно відшліфованою внутрішньою поверхнею. Робочий циліндр насоса поміщають в сталевий кожух. Складені втулки затискають з обох боків спеціальними муфтами, що нагвинчуються або вгвинчуються в кожух.

Плунжери штангових насосів виготовляють завдовжки 1200-1500 мм з суцільнотягнутих безшовних сталевих труб. Зовнішня поверхня плунжера шліфується, хромується для підвищення зносостійкості і полірується. На обох кінцях плунжера нарізана внутрішня різьба для приєднання клапанів або перевідників.

Клапани насосів. У штангових насосах застосовують кулькові клапани з однією кулькою, що має сферичну фаску сідла і двома кульками з ступінчасто-конусною фаскою.

Для передачі руху від верстата-гойдалки до плунжера насоса призначені насосні штанги – сталеві стрижні круглого перерізу довжиною 8 м, діаметрами 16, 19, 22 або 25 мм, що з’єднуються муфтами.

 

 

12.3 Прилади і матеріали

Глибинні насоси HCH-1, НСН-2.

 

12.4 Самостійна робота студента

 

Вивчити по даних методичних вказівках і списку рекомендованої літератури принцип роботи ШГНУ і ШГН, познайомитися з типами глибинних насосів, з методикою розрахунку подачі насоса, а також коефіцієнта подачі. Підготувати звіт до лабораторної роботи.

 

Порядок виконання роботи

розбирання і збирання насоса НСВ1 виконати в такому порядку.

12.5.1 при розбиранні насоса НСВ1 необхідно звернути увагу на основні вузли і деталі, що входять до складу кожної складальної одиниці (замкової опори, циліндра і плунжера).

12.5.2 Замкова опора складається з наступних деталей: перевідника, опорного кільця, пружинного якоря, опорної муфти, рубашки і напрямної муфти. При розбиранні замкової опори звернути увагу на посадку опорного кільця і конструкцію пружинного якоря.

12.5.3 Насос складається з трьох послідовно роз-ташованих вузлів: вузла замка, вузла циліндра і вузла всмоктувальних клапанів.

Вузол замка складається з наступних деталей: на-прямного ніпеля, конуса, упорного ніпеля і протипісочного якоря.

При збиранні насоса необхідно звернути увагу на по-садку насоса в замковій опорі, а також на зрив його із замка при розбиранні.

Вузол циліндра складається з корпуса і набору втулок. З’єднання між вузлом циліндра і вузлом замка досягається за допомогою перевідника циліндра. Тут необхідно звернути увагу на затягування втулок і притирання їх між собою.

Вузол всмоктувальних клапанів складається з двох послідовно розміщених кулькових клапанів, кожний з яких містить клітку, кульку і сідло клапана. До клітки нижнього клапана за допомогою різьби кріпиться конус-наконечник. При розкладанні вузла всмоктувальних клапанів необхідно звернути увагу на кріплення сідла клапана і на притирання кульки до його сідла.

12.5.4 До складу плунжера входять наступні основні деталі: шток, клітка плунжера, плунжер "пескобрей" і два нагнітальні клапани. На кінці штока є перевідник для приєднання плунжера до колони штанг. Слід звернути увагу на конструкцію плунжера, його притирання до циліндра насоса, наявність канавок на поверхні.

12.5.5 Після розбирання насоса і вивчення його основ-них вузлів і деталей необхідно його зібрати в зворотному по-рядку.

 

 

12.6 Оформлення звіту

У звіті по роботі необхідно навести короткий опис штангової глибинно-насосної установки і конструктивні особ-ливості насосів НСН1, НСН2 і НСВ1, їхню характеристику, а також послідовність розбирання і збирання насоса НСВ1 із зазначенням його основних вузлів і деталей. У звіті необхідно навести схеми насосів НСН1, НСН2, НСВ1.

 

12.7 Контрольні запитання

 

12.7.1 Вказати типи глибинних насосів.

12.7.2 Назвати складові частини наземного і підземного обладнання при експлуатації свердловин штанговими на-сосами з приводом через колону штанг від верстата-гойдалки.

12.7.3 Пояснити принцип роботи ШГНУ.

12.7.4 Вказати типи ШГН.

12.7.5 Подача насоса. Коефіцієнт подачі.

12.7.6 Що розуміють під ”шкідливим простором” насоса?

12.7.7 Поясніть порядок монтажу підземного обладнання глибинно-насосної установки.

 

12.8 Рекомендовані джерела:

[1, 5, 7 – 13, 15, 18, 21, 24 – 28]

 

Лабораторна робота № 13

 

З вукометричний метод вимірювання рівня

рідини в свердловині

 

Тривалість виконання роботи – 2 години.

 

Мета роботи

13.1.1 Ознайомлення з приладами, що використовують-ся для вимірювання рівня рідини в свердловині звуко-метричним методом, принципом їх дії, послідовністю підготовки приладу для вимірювань в свердловині і під-готовки свердловини для проведення вимірювань.

13.1.2 Визначення динамічного рівня в свердловині та швидкості проходження звукового імпульсу в газовому середовищі при заданій відстані до репера.

 

Теоретична частина

13.2.1 Прилади для вимірювання рівня рідини в

свердловині звукометричним методом

 

При вимірюванні рівня рідини у свердловині звуко-метричним методом в затрубний простір посилається звуковий імпульс, що створюється вибухом порохового заряду на гирлі. Через деякий час на поверхні за допомогою чутливого приладу відмічають прихід імпульсу, відбитого від поверхні рідини в свердловині. Якщо відомий час, що пройшов від моменту посилання звукового імпульсу в свердловину до моменту приходу відбитого імпульсу, а також швидкість розповсюдження звукової хвилі в газовому просторі, рівень рідини H_рівн. можна визначити за формулою (з рис. 13.1, а):

_, (13.1)

де v_зв.хв. − швидкість розповсюдження звукової хвилі; t_рівн. – час пробігу хвилі від гирла до рівня рідини і назад.

а – запис на діаграмній стрічці (ехограма); б – вимірювання рівня рідини в свердловині ехолотом

1 – ехолот; 2 – репер.

 

Рисунок 13.1 – Схема вимірювання рівня рідини в свердловині ехолотом

 

Швидкість розповсюдження звукової хвилі залежить від фізичних властивостей газу, що заповнює свердловину, температури, тиску і т.д. Тому при кожному вимірюванні рівня її визначають побічним шляхом. Міжтрубний простір глибиннонасосних свердловин обладнується спеціальними відбивачами звукових хвиль (реперами), відстань від яких до гирла свердловини відома (рис. 13.1, б). Репер являє собою потовщену муфту. Для отримання достатньо виразного від-битого імпульсу репер повинен перекривати міжтрубний простір на 60 – 70 %.

Таким чином, якщо відомий час проходження звукового імпульсу від гирла свердловини до репера і назад, швидкість розповсюдження хвилі в даному середовищі визначається за формулою:

, (13.2)

де Н_реп – це відома відстань від джерела звукового імпульсу до репера; t_реп – час проходження звукової хвилі від гирла до репера і назад.

Визначивши швидкість розповсюдження звукового імпульсу, рівень рідини знаходять за формулою:

. (13.3)

Прилади, за допомогою яких визначається час про-ходження звукового імпульсу, називаються ехолотами.

Ехолот ЭС-50 (рис. 13.2) – переносний прилад, при-значений для вимірювання статичних і динамічних рівнів рідини в свердловинах при глибинах рівня від гирла, що не перевищують 1200 м. Принцип дії ехолота полягає в на-ступному. Під час проходження звукової хвилі через нагріту вольфрамову нитку, по якій проходить постійний струм (0,2-0,3 А), її температура змінюється. При цьому змінюється опір нитки, а отже, і сила струму. Зміна сили струму реєструється за допомогою електровимірювального приладу на діаграмній стрічці, що переміщується з постійною швидкістю і на ній через певні проміжки часу відмічаються піки, що від-повідають моментам проходження звукової хвилі (рис.13.1, а).

Пік “постріл” відповідає моменту посилання звукового імпульсу (постріл), пік “репер” – моменту приходу хвилі, від-битої від репера, і пік “рівень” – моменту приходу хвилі, від-

 

 

битої від рівня. Ця діаграма називається ехограмою. Знаючи швидкість руху діаграмної стрічки, за відстанню між піками визначають час проходження хвилі від гирла до репера та рівня рідини, а потім за приведеними вище формулами – рівень рідини в свердловині.

Ехолот ЭС-50 – це переносний прилад, що складений у невеликій скрині-футлярі. Він складається з порохової хлопав-ки з термофоном, вторинного реєструючого приладу і акуму-лятора. Хлопавка приєднується без розрядки газу із між-трубного простору і допускає вимірювання при тисках до 2,5 МПа. Порохова хлопавка з термофоном. встановлюється на гирлі свердловини і служить для створення звукового імпульсу і подачі сигналу про момент проходження відбитого імпульсу через термофон. Корпус хлопавки є трубою (трійником), верхній кінець якої герметизований, а нижній, відкритий, сполучений з простором свердловини. У трубі по-міщаються пороховий заряд 2, ударний механізм 1, що при-значений для отримання вибуху, і полум’ягасник 3. До корпусу хлопавки приварений під кутом відрізок труби, в якій змонтований термофон 4 з вольфрамовою ниткою. Живлення електричного кола термофона здійснюється від лужних аку-муляторів 7.

Вторинний прилад ехолота складається з лампового під-силювача, реєстратора (пера) 5 і стрічкопротяжного механізму 6. Зміна напруги в колі термофона у момент проходження звукового імпульсу посилюється і реєструється на стрічці протяжного механізму як функція часу. Протягування стрічки здійснюється за допомогою синхронного електродвигуна змінного струму. У нижній частині лицьової панелі вторин-ного приладу є клеми для підключення акумулятора, хлопавки і заземлення приладу. Там же розташована ручка регулятора підсилення і змонтований міліамперметр, що контролює силу струму термофона.

У правій частині панелі розташовано тумблери для вмикання двигуна та підсилювача, запобіжник і клеми для під’єднання до мережі змінного струму напругою 220 В.

В середній частині панелі розташовано ведений і веду-чий валики стрічкопротяжного механізму, на які надягається стрічка завдовжки близько 650 мм і шириною 20-22 мм. Ре-єстрація імпульсів на стрічці проводиться з допомогою пишучого пера, змонтованого у верхній частині панелі. Швидкість протягування стрічки складає 100 мм/с. Похибка вимірювання рівня рідини ехолотом ЭС–50 становить близько 0,5 – 1 %.

1 – ударний механізм; 2 – пороховий заряд; 3 – полум’ягас-ник; 4 – термофон з вольфрамовою ниткою; 5 – реєстратор (перо); 6 – стрічкопротяжний механізм; 7 – лужні акумулятори

 

Рисунок 13.2 – Ехолот ЭС-50.

 

Ехолот ЭС-52 має межу вимірювання 2000 м. Її можна збільшити за рахунок відповідного підвищення маси заряду (тобто потужності звукового імпульсу) і коефіцієнта під-силення напруги, що подається на реєстратор приладу. На від-міну від ехолота ЭС-50 в новій конструкції акумулятори і вторинна апаратура змонтовані компактніше, в одному корпусі, а також передбачена можливість зарядження акуму-ляторів від спеціального селенового випрямляча.

З метою зручнішої реєстрації величини рівня рідини стрічкопротяжний механізм приладу ЭС-52 має дві швидкості протягування (50 і 100 мм/с). Зміна швидкості руху стрічки здійснюється шляхом заміни ведучих роликів.

В даний час в промисловій практиці використовують пристрої нового покоління, в яких використовуються сучасні комп’ютерні техніка і технології.

Ехолот ГЕОСТАР-111.Э призначений для визначення рівня рідини та тиску в затрубному просторі свердловин.

Метод вимірювання заснований на акустичному від-биванні звукового сигналу від границі розділення середовищ.

Можливості та особливості пристрою:

- автоматичне обчислення рівня;

- накладання ехограм для подавлення перешкод і виділення корисного сигналу;

- оперативне відображення ехограми на екрані блоку реєстрації для контролю оператором;

- автоматична реєстрація дат і часу виміру, авто-матичний вибір табличної швидкості звуку;

- введення і незалежне зберігання в блоці реєстрації таблиці залежності швидкості розповсюдження акустичних сигналів від величини затрубного тиску;

- наявність незалежного таймера-календаря реального часу в блоці реєстрації;

- при проведенні вимірювання на свердловині ехолот може використовувати автономне джерело живлення (вбудований акумулятор) або зовнішнє від бортової мережі автомобіля, через адаптер напруги бортової мережі, який входить в комплект поставки;

- інформація, зареєстрована ехолотом, зберігається в не-залежній пам'яті блоку реєстрації і не буде втрачена при відключенні батареї живлення.

Ехолот МИКОН-811-02. Представляє собою стаціонар-ний пристрій, що призначений для автоматичного визначення рівня рідини в затрубному просторі нафтових свердловин і передачі параметрів по цифровому інтерфейсу RS-485. Ви-мірювання проводяться без викиду газу в атмосферу з функцією вимірювання величини тиску в затрубному про-сторі.

Ехолот “СКОРПИОН – М” – портативний реєстратор для ехометрії нафтових свердловин. Призначений для оперативного вимірювання рівня рідини в затрубному і труб-ному просторах нафтових, газових і артезіанських свердло-вин, вимірювання і реєстрації затрубного тиску.

 

Крім звичайного ехометричного методу, останнім часом в багатьох нафтовидобувних районах для вимірювання рівнів рідини у свердловинах застосовується різновид ехометрич-ного методу – хвилеметрія. Цей метод застосовується в умовах закритого затрубного простору і наявності в ньому надлишкового тиску. Хвилеміри, що використовуються при цьому, являють собою ті ж самі ехолоти, але замість звукового імпульсу в міжтрубний простір посилається імпульс тиску газу. Цей імпульс створюється короткочасним випусканням газу або з балона високого тиску, або з між-трубного простору за допомогою спеціального відсікача, що приєднується до міжтрубної засувки.

відсікач складається із заглушеного з одного боку патрубка, що має на бічній поверхні один або декілька отворів. Ці отвори перекриті ковзаючою по поверхні патрубка спеціальною муфтою з отворами. При короткочасному переміщенні цієї муфти отвори в патрубку і муфті на короткий момент часу суміщаються і таким чином створюється імпульс тиску, що залежить від тиску в міжтрубному просторі і від швидкості переміщення муфти. Тому умови вимірювання рівня отримуються нестандарти-зованими, і це ускладнює створення реєструючого пристрою, який би міг вибірково реєструвати потрібний відбитий сигнал з достатньою чутливістю.

Суть методу хвилеметрії полягає в тому, що для створення пружних поздовжніх хвиль замість порохової хлопавки застосовується спеціальний імпульсатор (рис. 13.3), який використовує затрубний тиск газу в свердловині. Відбиті у свердловині пружні хвилі сприймаються термофоном. хвилеметрія проводиться за допомогою звичайного ехолота ЭМ-52.

Методом хвилеметрії можна визначати рівні рідини у затрубному просторі на будь-якій глибині при тиску газу понад 0,05 Мпа. Відносна похибка методу не перевищує 5 %.

На рис. 13.3 наведена схема імпульсатора для хвиле-метрії.

За відсутності в свердловині репера відстань до динаміч-ного рівня свердловини можна визначити за загальною формулою:

, (13.4)

де − швидкість руху звуку в газовому середовищі, що ви-значається за допомогою трубки Кундта, м/с; − середній час руху однієї відбитої хвилі, який знаходять за допомогою секундоміра і водяного або ртутного манометра (в даному випадку = 2 с).

Для точніших підрахунків знаходять середній час руху однієї відбитої хвилі і середнє квадратичне відхилення для кожного відліку (у %). Для цього середні арифметичні відхилення підносять до квадрату і заносять в таблицю спостережень. Потім квадратичні відхилення окремих вимірів підсумовують, знайдену суму ділять на кількість вимірів і знаходять квадратний корінь з діленого. Середнє квадратичне відхилення всіх вимірів не повинно перевищувати 1,5 %.