ИМХО это что-то связанное с процессами в стволе скважины, слишком малое время действия.
Посмотри как меняется в это время давление в НКТ и в затрубе, посмотри как и чем замеряли, может прибор поменяли

Хотя может быть и АГРП схлопывается, тут утверждать ничего не буду, такого опыта мало

СержOil пишет:

Доброго времени суток, друзья!

У меня тут вот какая проблема…
Не могу понять, анализируя КПД, что может значить скачок давления на горбе производной Бурде (зона между влиянием ствола и радиальным притоком - вроде ствол уже отыграл, а радиальный приток ещё не вступил в полную силу). Это характерно для большинства нагнетательных скважин (около 80% скважин, которые я посмотрел). Неважно, работают они на один или несколько пластов.
Неважно, когда был сделан замер КПД. Этот скачок видно на всех КПД одной скважины (не зависит от времени замера).

Посоветуйте, пожалуйста, чем можно это объяснить…

Ах, да ещё дебиты значительные (500-800т/сутки)!!!

Подгрузите в декартовых температуру и посмотрите, если не монотонна, значит автогрп влияет

Да нифига это не трещины, это влияние процессов в стволе на показания прибора. Прибор какой? Если с датчиком типа Strain, то для них это нормальные проявления - смотри мою картинку Pic01.JPG

Согласен. Перераспределение жидкости в стволе.
все что меньше лог цикла - это не пласт....

СержОйл,
Имеется ли у тебя возможность отображать значения шкалы "время"?

Сравни значение давления при указанном скачке производной с ISIP(близок к мин.гор.стрессу Sh), если имеются отчеты по ГРП в добывающих скважинах. Но чтобы сравнивать их, следует в отдельно взятом случае учитывать соотношение Sh и Pres(Пластовое давление).

В своей практике, как правило,наблюдаю либо плавные изменения, либо скачки производной(в сторону оси абсцисс) при более длительном времени, >20 часов. Пока есть только неподтвержденное предположение о влиянии добывающих скважин или их контура питания.

kochichiro пишет:

Да нифига это не трещины, это влияние процессов в стволе на показания прибора. Прибор какой? Если с датчиком типа Strain, то для них это нормальные проявления - смотри мою картинку

Каких процессов? Скважина ППД, вода подготовлена, газа в ней нет. Остановка скважины приводит почти к мгновенной остановке потока, т.е. это не может быть изменением режима течения. О каких процессах идет речь?

pevgen пишет:

Каких процессов? Скважина ППД, вода подготовлена, газа в ней нет. Остановка скважины приводит почти к мгновенной остановке потока, т.е. это не может быть изменением режима течения. О каких процессах идет речь?

Смотри картинку аскера - там однозначно видно, что остановка потока не мгновенная. Обрати внимание на изменяющийся WBS - такая кривулька обычно когда происходит перераспределение даления (и соответственно столба жидкости) между трубным и затрубом - пресловутая модель Leaky packer. Показания российских датчиков прекрасно плавают и без газа, особенно если дебиты большие.

В некоторых добывающих скважинах после мгновенной остановки с высоким дебитом и при определенных значениях обводненности из за инерции начинает колбасить. Осмелюсь предположить, что в нагнетательных скважинах может быть аналогично, хотя такого нигде не встречал (потенциальная тема для публикации ради публикации).

kochichiro пишет:

...когда происходит перераспределение даления (и соответственно столба жидкости) между трубным и затрубом - пресловутая модель Leaky packer...

как вариант предлагаю сравнить вертикальную глубину замера и показания манометра, давление при котором происходит такой скачок = гидростатике?

СержOil пишет:

К сожалению сейчас не могу узнать какие были приборы...
А вы замеряли эти же скважины (со скачками в производной) ДРУГИМИ манометрами, чтобы окончательно убедиться что манометры с датчиками типа Strain выдают такую ошибку???

Приборы здесь не причем (хотя иногда грешат). У нас довольно часто встречаются такие скважины. Делали разными приборами, в разное время - результат всегда один -скачок производной. Сегодня утром пришла идея. Проанализировав штук 50 КПД (пласты группы АВ), увидел что зона постоянного давления на полулогарифмическом графике примерно 173 атм. Пластовое давление на этих скважинах в районе 160-150 атм, что гораздо ниже давления гидростатики. ВНК=1685+альт ротора(примерно 50-60м) =1735-1745 м. Получаем 173,5 атм. На скважинах, где пластовое давления больше 175 атм, таких скачков практически нет. На некоторых скважинах одновременно с глубинным манометром устанавливали устьевой. При наложении графиков давления, показании устьевого(Ризб=0) и граница постоянного давления глубинного манометра совпадают. Скорее всего это ВСС._________Microsoft_Word.doc

Master_S пишет:

Приборы здесь не причем (хотя иногда грешат). У нас довольно часто встречаются такие скважины. Делали разными приборами, в разное время - результат всегда один -скачок производной. Сегодня утром пришла идея. Проанализировав штук 50 КПД (пласты группы АВ), увидел что зона постоянного давления на полулогарифмическом графике примерно 173 атм. Пластовое давление на этих скважинах в районе 160-150 атм, что гораздо ниже давления гидростатики. ВНК=1685+альт ротора(примерно 50-60м) =1735-1745 м. Получаем 173,5 атм. На скважинах, где пластовое давления больше 175 атм, таких скачков практически нет. На некоторых скважинах одновременно с глубинным манометром устанавливали устьевой. При наложении графиков давления, показании устьевого(Ризб=0) и граница постоянного давления глубинного манометра совпадают. Скорее всего это ВСС.

Как я уже говорил, надо проверить данные устьевых манометров: трубное и затрубное. Желательно еще поднять хронологию действий оператора,бывает они что нибудь сделают во время исследования потом сидишь гадаешь что это было

Cheater пишет:

Как я уже говорил, надо проверить данные устьевых манометров: трубное и затрубное. Желательно еще поднять хронологию действий оператора,бывает они что нибудь сделают во время исследования потом сидишь гадаешь что это было

У нас 90% скважин ППД оборудованы пакерами, так что затрубное давление отпадает. Вот очередную КПД заканчиваю - характерный излом (Р=173.5 ВНК=1685м альт.ротора=48 итого=1733м. Рпласт расчетное=146.

СержOil пишет:

Всем большое спасибо за предложенные решения возникшей проблемы... даже не знаю сейчас что и думать

Я посмотрел поведение температуры, так вот на 2 скважинах температура монотонна, а на третьей наблюдается температурный спад в районе скачка производной и длится с 2500 сек до 6700 сек...

Далее посмотрел времена возникновения скачка для одной скважины при разных временах снятия КПД (это для предложения Рушана: "Сравни значение давления при указанном скачке производной с ISIP"), так вот скачки возникают при РАЗНЫХ давлениях!!!! и это отличие может начинаться с нескольких атмосфер аж до 40 атм!!! Поэтому возникает вопрос может ли АГРП для одной и той же скважины возникать при разных давлениях (и колебаться в пределах 40 атм?????)

Температурный излом-нарушение монотонности потока, излом производной обязателен.
По поводу сравнения замеров устьевым и глубинным манометром. Получается излом при падении устьевого давления до нуля, а Рпл еще ниже, значит идет поглощение, т.е. уровень жидкости не на устье. Если предположить, что НКТ работает как капилляр, то момент отрыва столба жидкости на устье тоже даст нарушение монотонности потока и скачок на производной. Как-то так.

pevgen пишет:

момент отрыва столба жидкости на устье тоже даст нарушение монотонности потока и скачок на производной.

СержОйл, попробуй это предположение отработать. Т.е. при этом должно получаться Рзаб=Рстолба, как по идее Мастера Эс.
Несколько позднее проверю по своим данным.

Проверил по своим данным. Данное отклонение производной происходит при Рзаб=215-220бар (ВНК - 2220-2222м). Похоже это есть следствие отрыва столба воды от устья скважины.

СержOil пишет:

На счёт Рзаб=Рстолба (гидростатика) идея красивая, самому приходила в голову, но что-то не очень по цифрам совпадало... смотрел на глубине 2156 м. один год давление на "площадке" 214 другой год 212. На другой скважине (глубина кровли 2222м.) давление было 214, 212, 242 Как совместить
Однако большое спасибо за идею... будем ещё её прорабатывать!!!

Ну 214 и 212 это одно и то же давление с учетом погрешности манометра и кривизны рук оператора его измеряющего. 242 конечно другая цифра, надо думать.

У Эрларгера есть пункт об изменяющемся коэффициенте объеме ствола, в частности, при падении давления ниже гидростатического. Там приведена такая же площадка на давлении, только производных нет. Проявляться будет на КПД там, где пластовые давления ниже гидростатики. При этом в скважинах, где есть уход жидкости куда-то ниже забоя, может подтягиваться вода в момент, когда давление становится ниже гидростатики. А если профиль температур такой, что ниже пластов она падает, то при подтягивании произойдет и снижение температуры...