Нефтяные месторождения представляют собой сложный объект с точки зрения регулирования и эксплуатации. Разработка нефтяных месторождений коренным образом отличается от разработки месторождений других полез­ных ископаемых.

Это отличие обусловлено, главным образом, значительной подвижно­стью нефти и изменениями ее физических свойств в процессе эксплуатации нефтяных месторождений, наличием в составе пластовой нефти попутного газа и особенностями геологического строения, коллекторных свойств залежей нефти.

ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА 

При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:

• определение интервалов притока и поглощения жидкости;
• определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
• выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
• определение энергетических параметров пласта.

Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества.

Выделение интервалов притока (поглощения)

Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии расходометрии, считаются отдающими (поглощающими). Нижняя граница притока (приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии, механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих (поглощающих) пластов.

  Дебитометрия - один из самых основных методов изучения экспе­риментальных характеристик пласта. Прибор для измерения дебита скважины – глубинный расходомер.

         Глубинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы нефтяных скважин. С помощью глубинных расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи:

         1) измеряют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной;

         2) определяют место и значение притока по вертикали нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности гидравлического разрыва пласта и местообразования трещин;

         3) устанавливают характер притока жидкости из пласта в скважину (изменение притока в зависимости от забойною давления) при гидродинамических исследованиях пласта;

         4) определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению притока по стволу скважины;

         5) устанавливают наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.

Слайд 1 Начать я хотел бы непосредственно с физики которая лежит в основе данного метода

А именно любое движение жидкости по пласту будь то движение жидкости в добывающей скважине или нагнетательной оно генерирует акустический шум  этот акустический шум может быть зарегистрирован с помощью чувствительного гидрофона ну фактически это микрофон который опускатеся в скважину и регистрирует шум производимый потоком жидкости

Как внутри колонны так и непосредственно в резервуаре

Вторая учебная практика, проводившаяся для студентов 3-го курса, является продолжением ознакомительной части обучения нефтегазовому делу и способствует ознакомлению со своей профессией. В связи с этим, студенты уже знакомы с основными процессами производства связанных с предметом их изучения, но нельзя не отметить, что в данной учебной практике нас ознакомили с ещё более интересными и не менее важными объектами и процессами.

В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с работой цеха по переработке высокосернистой нефти, с работой  цеха добычи нефти и газа, побывали на объектах ГЗУ и ДНС. Изучили принцип работы горизонтальных пар скважин, установок по их бурению, а также их капитального ремонта.