Для понимания и правильного использования результатов любых измерений необходимо, среди прочего, рассматривать условия, в которых производятся измерительные действия.
В нашем случае требуется осознать структуру и поведение исследуемого объекта и понять, какой же именно параметр будет воздействовать на чувствительный элемент спущенного в скважину измерителя, формируя получаемую информацию. Если это условие не будет выполнено, то неправильное истолкование полученных данных может привести к неверным выводам.
Рассмотрим некоторые нюансы и проблемы, возникающие при измерении наиболее важных скважинных параметров, связанные именно с особенностями потока флюида в нефтяной скважине.
В литературе приводятся виды структур потока в скважине, которые, предположительно, образуются при различных покомпонентных составах потока, времени эксплуатации скважины и пр.
Наименее проблемными будут измерения в скважинах
В скважинах с однокомпонентным флюидом или там, где смесь «нефть-вода» движется, как единое целое, физические свойства потока не изменяются ни во времени, ни в пространства, и результаты измерения температуры, давления, объемного или массового расхода будут достаточно достоверными.
Проблемы появляются, когда скважина начинает обводняться.
Как сказано, вероятность образования водонефтяных эмульсий в продуктивном пласте и в интервале скважины «до приема погружного оборудования» чрезвычайно мала.
Это означает, что вода из притекающего флюида будет собираться на забое, формируя в стволе скважины границу «вода-нефть». В процессе работы скважины эта граница будет постепенно подниматься вверх, пока не достигнет глубины приема погружного оборудования, и структура потока нефти в скважине будет такой, как показано на рис.1 справа. При этом скорости подъема нефти и воды будут различными, т.к. . а нефть нефть будет всплывать в столбе воды за счет архимедовой силы.
Геофизические исследования, проводимые малогабаритными приборами по межтрубью, подтверждают такую картину, например, здесь — приведенным расчетом градиента манометра по глубине, т.е. плотности флюида. См., например, характеристики флюида, показанные на сайте компании ООО «ТНГ-Групп».
Такое движения потоков воды и нефти в скважине объясняет также тот, казалось бы, парадоксальный факт, что очень чувствительный метод измерения скорости потока — термоанемометр (СТА, СТД) часто не замечает изменения потока флюида выше и ниже продуктивного интервала, отмечая только притекающие радиальные составляющие.
Ответ на эту загадку — прост. Поток нефти идет по верхней стенке скважины, а прибор ползет по нижней, где движение воды практически отсутствует.
По этой же причине и диэлькометрический влагомер не дает достоверную информацию. И скорость вращения непакерованной вертушки механического расходомера определяется в большой степени скоростью перемещения самого прибора.
Такие неопределенности затрудняют измерение скорости (расхода) воды из продуктивного интервала.
В то же время показано, что массовый расход нефти из продуктивного интервала может быть определен путем расчета по логарифму первой производной термограммы по глубине (по логарифму градиента), взятой выше интервала притока.