___ Метод «мгновенной» депрессии

Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (t₁ - t₂)

К методу «мгновенной» депрессии относятся:

• способ падающей пробки;

• задавка жидкости глушения в пласт.

Способ падающей пробки - суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При необходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и вызову притока.

_________________________________________________________

Кривая восстановления давления. Методы обработки без учета притока. Критерии выбора метода обработки.

Факторы, влияющие на методику обработки КВД.Методика обработки КВД существенным образом зависит от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между ними. Если исследуемая скважина удалена от соседних, работающих на 3 — 4 км, и продолжительность её работы незначительна, то данную скважину можно рассматривать в “бесконечном “ пласте. В противном случае процесс восстановления давления надо рассматривать как процесс, происходящий в пласте конечных размеров.

А) Методика обработки КВД в условиях “бесконечного” пласта

 

а)Значительное время работы скважины (рис. 3.7)

Условия применения — Т³ 20 t, где t— время , необходимое для восстановления давления, Т — время работы скважины до снятия КВД.

б) Незначительное время работы скважины (рис. 3.8). В координатах р2з — lg t конечный участок КВД нелинеен.

Условия применения  — Т£20 t, т.е. время Т работы скважины перед её остановкой соизмеримо со временем восстановления давления t.

_ Пример. 1. Обработка КВД без учета притока жидкости к забою после ее остановки.

Кривая восстановления дав­ления на забое снята после остановки фон­танной скважины, эксплуатирующейся с дебитом 106 т/сут. Условный контур пита­ния R_к =300 м. Эффективная толщина плас­та h = 17,6 м, пористость т = 0,18. Свой­ства нефти:   = 2,6 мПа·с;   = 11·10^-10 Па^-1 (11·10^-5 см²/кгс);   = 1,16;   = 0,86;   =1·10^-10Па^-1(1·10^-5 см²/кгс).

Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления

Время после остановкиt, с		Приращение забойного давле­ния   кгс/см2		Время после остановкиt, с		Приращение забойного давле­ния   кгс/см2
	— 2,080 2,477 2,778 2,954 3,078 3,176 3,255 3,380	120,30 1,50 2,06 3.55 4,50 5,11 6,17 6,70 7,00			3,477 3,556 3,623 3,681 3,732 3,778 3,891 3,982 4,158	7,15 7,30 7,40 7,48 7,55 7,65 7,70 7,85 8,10

 

Кривая восстановления давления представлена на рис. 8.1.

Рис. 8.1. Кривая восстановления давления на забое скважины (1 кгс/см²   0,1 МПа).

 

Принимаем на прямолинейном участке кривой две точки, по которым находим угловой коэффициент:

 кгс/см²

Отрезок В, отсекаемый на оси   про­должением ассимптоты кривой, соответст­вует значению 2,15 кгс/см².

 

Дебит нефти в пластовых условиях по скважине

 см³/с

Гидропроводность и коэффициент пьезопроводности пласта

   ;

 см²/с

Проверим правильность выбора прямо­линейного участка кривой:

Следовательно, участок заключен в ука­занных пределах.

Приведенный радиус несовершенной сква­жины

см

_______________________________________________________________

Факторы влияющие на форму кривой восстановления давления.

Описание процесса не полной стабилизации и изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. При испытании скважины, вскрывшей низкопроницаемые пласты, несоблюдение условий по полной стабилизации рз, Т и Q на отдельных режимах и восстановлению давления между режимами приводит к нарушению достижения контура питания на каждом режиме. В результате на каждом режиме в формуле притока вместо Rк имеют место переменные радиусы Ri и коэффициенты а и b при прочих равных условиях на отдельных режимах становятся переменными

Изменение вида индикаторной кривой. Индикаторная кривая имеет выпуклость к оси р2/Q (рис.3.6, кр.2). Следует отметить, что данная выпуклость значительна только при большом изменении (на два порядка) радиуса зоны дренирования на первом и последнем режимах исследования. Различие в радиусах дренирования на разных режимах практически мало влияет на коэффициент b, а более существенное влияние оказывает на коэффициент а.