Если у Вас будет нагнетательная скважина, то при идеальных благоприятных условиях исследования линии на градуировочной характеристике расходомера (на рисунке выше) будут расположены ниже и правее линии "нуля" скоростей (жирная линия на графике). "Идеальные" профиля встречаются редко, есть много нюансов, обычно связанных с вязкостью, плотностью флюида, трением подшипников крыльчатки, конструкцией и траекторией скважины. Если Вам надо срочно- рекомендую обратиться к бесплатному мануалу Kappa Engineering, есть на сайте Kappa (глава по ПГИ/PLT), либо в любом учебнике/ мануале по ПГИ, например, James Smolen: Cased hole and production log evaluation (выкладывали на этом форуме), в принципе, можно обратиться к мануалу шлюмберже по каротажу в закрытом стволе 1989 года, там ответственный редактор тот же Смолен. У меня, к сожалению, сейчас недостаточно времени, если Вы подождёте пару дней- я постараюсь Вам детально объяснить нюансы ПГИ.
As Rhino mentioned, this is an oil producer. Here is how you should visualize the data. You have spinner recordings at different depth and different cable speed.
It seems that station #4 is the deepest and station #1 is the shallowest.
As you can see while logging up the spinner rotates faster meaning more fluid velocity in the well. If it was an injector, you would expect to see RPS to decrease or even become negative while logging up.
If you want to properly quantify what is the fluid velocity in the well you should use spinner calibration to translate RPS to speed.
As you can see while logging up the spinner rotates faster meaning more fluid velocity in the well. If it was an injector, you would expect to see RPS to decrease or even become negative while logging up.
sorry, vice versa.
If RPS while logging up is higher than RPS while logging down it means the well is an injector.
If RPS while logging up is less than RPS while logging down it means the well is a producer. It is the case in the given example.
Судя по направлению вращения расходомера, у вас профиль притока в эксплуатационной добывающей скважине.
можете ли вы объяснить больше, пожалуйста?
что произойдет, если у меня есть нагнетательные скважины
благодаря
у меня больше вопросов
если бы у меня был нагнетательные скважины, какая будет разница??
как ответ будет?
Если у Вас будет нагнетательная скважина, то при идеальных благоприятных условиях исследования линии на градуировочной характеристике расходомера (на рисунке выше) будут расположены ниже и правее линии "нуля" скоростей (жирная линия на графике). "Идеальные" профиля встречаются редко, есть много нюансов, обычно связанных с вязкостью, плотностью флюида, трением подшипников крыльчатки, конструкцией и траекторией скважины. Если Вам надо срочно- рекомендую обратиться к бесплатному мануалу Kappa Engineering, есть на сайте Kappa (глава по ПГИ/PLT), либо в любом учебнике/ мануале по ПГИ, например, James Smolen: Cased hole and production log evaluation (выкладывали на этом форуме), в принципе, можно обратиться к мануалу шлюмберже по каротажу в закрытом стволе 1989 года, там ответственный редактор тот же Смолен. У меня, к сожалению, сейчас недостаточно времени, если Вы подождёте пару дней- я постараюсь Вам детально объяснить нюансы ПГИ.
As Rhino mentioned, this is an oil producer. Here is how you should visualize the data. You have spinner recordings at different depth and different cable speed.
It seems that station #4 is the deepest and station #1 is the shallowest.
As you can see while logging up the spinner rotates faster meaning more fluid velocity in the well. If it was an injector, you would expect to see RPS to decrease or even become negative while logging up.
If you want to properly quantify what is the fluid velocity in the well you should use spinner calibration to translate RPS to speed.
sorry, vice versa.
If RPS while logging up is higher than RPS while logging down it means the well is an injector.
If RPS while logging up is less than RPS while logging down it means the well is a producer. It is the case in the given example.