Граница «нефть-вода»

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Для получения достоверной информации при инструментальном контроле таких скважин необходимо четко себе представлять происходящие в них физические процессы, структуру потока, взаимодействие и взаимовлияние различных компонентов протекающего флюида.

Замечание об эмульсии в скважине
Из общих законов физики следует, что через перфорированный интервал вода и нефть поступают в скважину раздельно: вода, обычно, из нижней части перфорации, нефть — из верхней. В стволе скважины вода опускается к забою и собирается там, нефть поднимается к насосу, который ее откачивает.
Граница «нефть-вода» со временем поднимается до глубины входа в насос и при работе скважины в стационарном режиме стоит там. При этом выше входа в насос в межтрубье стоит нефть, а ниже — вода, сквозь которую с большой скоростью несутся вверх глобулы нефти:

Проведение ГИС
Исследовать обводненную добывающую скважину ниже насоса можно измерительными приборами, либо спускаемыми по межтрубью, либо приборами, постоянно находящимися в скважине.
Провести исследования скважин по межтрубью удается достаточно редко в связи с наличием трудностей спуска прибора.  Измерители, постоянно установленные ниже насоса, могут быть либо перемещающимися по исследуемому интервалу, либо стационарно установленными.

Проведение исследований продукции скважины на устье.
Применение наземных многокомпонентных расходомеров, в частности, типа «АСМА» позволяет контролировать расход каждого компонента в продукции обводненных скважин. Однако необходимо проводить измерения с учетом колебаний уровня жидкости в межтрубье.
Дело заключается в следующем.
В установившемся режиме добывающей обводненной скважины граница раздела гидростатически разделенных нефти, и воды находится на глубине входа в насос.  В случае наличия внешних воздействий граница «нефть-вода» может на некоторое время смещаться вверх или вниз относительно этого уровня, каждый раз возвращаясь назад.
Внешние воздействия присутствуют практически во всех скважинах. Их наличие обуславливается растворенным газом, выделяющимся в свободное состояние, а точнее, реакцией оборудования скважины на выделившийся газ. Т.е. открытием стравливающего клапана при достижении порогового значения нарастающего давления газа в межтрубьи.
Открывшийся клапан перепускает газ в приемное устройство, давление в объеме между НКТ и колонной резко падает и давление в скважине поднимает уровень в жидкости в межтрубье. Т.е. поднимает границу «нефть-вода». И в насос начинает идти только вода. Нефть при этом, поднимаясь в столбе воды в скважине по «верхней» стенке наклонной колонны, практически вся «проскальзывает» мимо входа в насос, набираясь за НКТ.
Когда нефти соберется достаточно, граница «нефть-вода» опустится до входа в насос, а собирающийся в межтрубье газ будет еще поддавливать ее ниже входа. И скважина будет давать чистую нефть до следующего момента стравливания газа.
Процесс будет постоянно повторяться.
Отсюда следует, что для получения достоверных показаний по компонентному составу расхода необходимо проводить сбор продукции скважины в течение интервала времен, равного целому числу периодов срабатывания стравливающего клапана.