помощь по КВД

Последнее сообщение
Sofia 17 2
Янв 21

Добрый день! подскажите пожалуйста.На скважине провели освоение струйным насосом после ЗБС и перфорации.На графике диагностическом мы видим падение производной вниз и стабилизацию давления на графике общего вида.

Предполагаю,что это граница постоянного давления.

Вопрос-где на диагностическом графике радиальный режим,или он скрыт ВСС?

Если мы не можем отметить радиальный режим,какие параметры  можно получить из этой интерпретации? Из явных параметров только давление стабилизации квд,а скин ,проницаемость каким образом получить?

ВложениеРазмер
Иконка изображения log-log.jpg22.27 КБ
Иконка изображения grafik_obshchego_vida.jpg33.01 КБ
Krichevsky 683 12
Янв 21 #1

Похоже, что не закрылась на забое ваша скважина. Возможно пакер не сидит.

И стабилизация как-то подозрительно мгновенно наступает. Не гидростатика ли это... И нет ли вероятности что уровень поднялся до устья и пошел излив через затруб.

Если был датчик в затрубе над пакером, или хотя бы на устье - надо его посмотреть.

И не спешите пока делать выводы про скважину и пласт.

Khmelcer 54 2
Мар 21 #2

Коллеги, поделитесь, пожалуйста, вашим мнением о причинах вида КВД (рост со 2ого по 5ый час) на горизонтальной нефтяной скважине Р1 (обв – 10%).

Наблюдается на всех исследованиях.

Может ли данный вид производной быть связан с большим расстоянием между интервалами перфорации – около 350 м (разрез), т.е сначала видим приток из ближнего интервала, а через 3-5 часов подключается дальний?

Krichevsky 683 12
Мар 21 #3

Отжим раздела газ/жидкость ниже датчика.

Krichevsky 683 12
Мар 21 #4

Вот примерно так выглядело бы исследование без этого эффекта.

Можете проверить - возьмите разность забойных плотностей нефти и газа, умножьте на g и на разницу TVD между датчиком и пластом. Должен получиться примерно тот прирост давления, который мы наблюдаем.

Khmelcer 54 2
Мар 21 #5

Krichevsky пишет:

Вот примерно так выглядело бы исследование без этого эффекта.

Можете проверить - возьмите разность забойных плотностей нефти и газа, умножьте на g и на разницу TVD между датчиком и пластом. Должен получиться примерно тот прирост давления, который мы наблюдаем.

Благодарю, Владимир.

Не совсем понял зачем отнимать плотности друг от друга. Судя по давлению на ТМС и устьевому манометру замер производится в нефти. 

 

и с чем может быть связан такой прирост, который наблюдаем постоянно?

Khmelcer 54 2
Мар 21 #6

Khmelcer пишет:

Krichevsky пишет:

Вот примерно так выглядело бы исследование без этого эффекта.

Можете проверить - возьмите разность забойных плотностей нефти и газа, умножьте на g и на разницу TVD между датчиком и пластом. Должен получиться примерно тот прирост давления, который мы наблюдаем.

Благодарю, Владимир.

Не совсем понял зачем отнимать плотности друг от друга. Судя по давлению на ТМС и устьевому манометру замер производится в нефти. 

 

А отжим может иметь одинаковый вид на производной от исследования к исследованию? Средняя плотность между устьевым и глубинным датчик говорит о том, что в жидкости замеряем.

Krichevsky 683 12
Мар 21 #7

Сиреневая это пересчет коричневой?

А зеленая это буфер? Обратный клапан есть?

Отжим будет выглядеть одинаково, но начинаться может в разные моменты времени, в принципе они у вас и не совпадают на картинке со сводным лог-логом.

Khmelcer 54 2
Мар 21 #8

Krichevsky пишет:

Сиреневая это пересчет коричневой?

А зеленая это буфер? Обратный клапан есть?

Отжим будет выглядеть одинаково, но начинаться может в разные моменты времени, в принципе они у вас и не совпадают на картинке со сводным лог-логом.

Сиреневая линия - давление пересчитанные с ТМС на вдп. Оранжевая - давление на ТМС. Зелёная давление в затрубе. Клапан есть. 

Расстояние между ТМС и устьеем 1600 м. Давление между ТМС и устьеем 60 атм. Средняя плотность в затрубе около 400 кг/м3. 

Krichevsky 683 12
Мар 21 #9

Да, похоже это не отжим: судя по плотности в затрубе, уровень жидкости поднимается.

Какой-то другой, но тоже явно скважинный эффект. Пласт себя так не ведет, даже если это многопластовая скважина или ГС с распределенными сегментами.

Khmelcer 54 2
Мар 21 #10

Krichevsky пишет:

Да, похоже это не отжим: судя по плотности в затрубе, уровень жидкости поднимается.

Какой-то другой, но тоже явно скважинный эффект. Пласт себя так не ведет, даже если это многопластовая скважина или ГС с распределенными сегментами.

Насос давно не меняли, поэтому остановился на идее с пропуском обратного клапана. Спасибо за помощь.

Mikhail_Yamtsun 2 0
3 нед. #11

Здравствуйте! Я студент, пишу диплом на тему интерпретации ГДИС. Возникла проблема.

На КВД скважины 1609 в конце исследования после "полки", говорящей о выходе на радиальный режим, наблюдается сначала резкое падение (примерно с 70 часа), затем резкий рост производной. Чем такое поведение может быть обусловлено? На скважине в 2020 году проведен ГРП, сама скважина наклонно-направленная, коллектор терригенный, слабопроницаемый - единицы мД. Кривая давления записана с помощью ТМС - в забойное давление пока не пересчитывал.

Есть нескролько версий происходящего:

1) Рост производной обусловлен отдавливанием столба жидкости газом, выделяющимся из нефти, под ТМС. Спасибо данному сайту, иначе о таом явлении не узнал бы никогда. Давление насыщения нефти по проектному документу на месторождение (2018 г) - 14,7 МПа, однако у меня есть интерпретация данного исследования уже готовая, там сказано, что двление насыщения 8,36 МПа (конечно, можно было бы передрать готовенькое для диплома и не париться, но все же хочется сделать самому и разобраться). Кстати говоря, в готовой интерпретации этот проблемный участок вовсе вырезан. 

Данных по давлению затрубному, буферному, плотности флюида в затрубе нет. На всякий случай прикрепляю данные по глубинам для данной скважины в виде картинки.

Однако, если это явление происходит, тогда почему производная сперва падает? Чем это может быть обусловлено?

2) Влияние соседних скважин. Тут, возможно, падение производной обусловлено влиянием нагнетательной скважины (граница постоянного давления). Однако возможен ли после проявления такой границы рост производной?

Кстати, сам участок роста встречается на других скважинах - и неподалеку, и вообще в отдалении. Я не связываю рост производной с влиянием соседней добывающей скважины, т.к. есть скважина, для которой также в конце исследвания есть резкий рост производной (1107, прилагаю диагностический график также), но рядом только нагнетательная скважина, границ рядом нет.

3) Нужно выбрать модель двойной проницаемости. Вообще-то и скважина 1609, и 1107 имеет 3 интервала перфорации, сказано, что работает на 2 пласта - какой интервал перфорации к какому пласту принадлежит, сказать не могу. Однако в готовой интерпретации, которую делает предположительно проффесионал, выбрана модель трещины конечной проводимости для скважины 1107 ( на ней тоже был проведен ГРП, тоже в 2020 году). С другой стороны, как я сказал в начале, на 1609 проведен ГРП, но в готовой интерпретации выбрана модель slanted - странно. Однако я все же сомневаюсь в данном решении, т.к. все скважины (у меня всего 6 КВД на руках) имеют более 1 интервала перфорации, но не наблюдается характерного провала производной, характеризующего включение в работу второго пласта.

Из всех 6 исследований КВД, на 4 наблюдается примерно такой же рост производной в конце, резкий. Склоняюсь к версии с отдавливанием жидкости ниже ТМС. Резкое падение производной наблюдается только для 1 скважины - 1609. Хотя, моет оно и не такое резкое, но чем оно вызвано?

P.S. Понимаю, что история работы не особо реалистичная, но есть только такая. И все скважины характеризуются такой историей - по 1440 часов на стабильном дебите, потом КВД. Все прочие КВД характеризуются давлениями на отметке ТМС менее 100 кгс/см2 - ниже давления насыщения (хотя какое онон на самом деле, в проектном документе указано одно, в интерпретации - другое).

Go to top