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. Нет похожих записей.

Одна из причин прекращения фонтанирования нефтяных скважин в обводняющихся месторождениях – вода, притекающая из нижних слоев продуктивного пласта и накапливающаяся  в стволе. Рост водяного столба приводит к увеличению давления на Продолжить чтение →