Проблема заключается в следующем:
Резко упала приемистость на одной из 4х нагнетательных скважин. Скважина разбурена с платформы. Т.к. заводнение законтурное а платформа находится в центре купола, отход и, соответственно, угол наклона ствола большие. Плюс, в добавок ко всему, скважина оборудована НКТ с пластиковым покрытием - т.е. чтобы не ушатать НКТ лазить в скважину ОЧЕНЬ не рекомендуется.......
Буровая (а на платформе она и за подъемник) будет доступна только в 2009 году - т.е. вариант с КРС тоже не подходит. ППД на маесторождении очень важно - фонд весь работает фонтаном, проницаемости космические. Влияние уже чувствуется. (недозакачиваем меньше месяца)......
Всвязи с этим у меня ряд вопросов к обсуждению:
1. Каким образом, кроме Fall-Off теста можно определить место, где скважина загажена - в перфорации, на границе трещина/резервуар или еще где....
2. Кто нибудь сталкивался в своей практике с обратной помывкой нагнетательных скважин? Здесь хочу уточнить - обрантая промывка заключается в закрытии клапана отсекателя, замещении жиндкости над ним на азот (к примеру). потом скважина открывается "прочищается"....
3. Какие нить другие предложения?
Ну и если она вдруг прям резко так упала, то почему пласт? Может это тот же клапан отсекатель или колонну смяло? Не работал с клапанами-отсекателями, но может его порасхаживать как-то? Он же с поверхности управляется.
Учитывая, что большие углы, отходы и то, что вас потряхивает периодически, очень даже могло колонну смять и НКТ прихватить. Собственно шаблонирование нужно, но опять же при больших углах, есть вероятность что лебедку перекрутит, осложнения будут еще больше.
И потом, узнаешь ты из fall-off где безобразия происходят, дальше что?
Что касается обратной промывки, то мы так добывающие газовые запускаем азотом. Хотя конструкция немного другая у скважины. Ничего невозможного нет, в том чтобы заместить часть столба жидкости в НКТ, азотом, тут уж насколько твоей азотки по мощности хватит. Получается, что-то типа свабирования. Здесь уж точно придется лезть в скважину чтобы открыть/закрыть sliding sleeve.
Видимо придется повторить операции несколько раз, если пластового давления не хватит, чтобы выплюнуть столб жидкости и поработать чуть-чуть. Но вероятность очистки есть. По крайней мере наши скважины при таком запуске цветут и пахнут!
Если все же не железо, а пласт, то перед СКО (ну как вариант), убедись, что в матрице хлорита нет. Они почему-то с соляной кислотой образуют гели (гады!).
Воду чистую закачиваете ? (риторический вопрос)
Откуда берете и на все ли скважины одна и та же вода идет ?
Наиболее вероятно что это какие нибудь scales. Самая ли старая это скважина в ППД? А почему не хочется фалл-офф делать ? Это же не сложно для нагнетательной. Если есть подозжение что это не связанно с проблемами в пласте то сделайте 4-х точечный тест как для ГРП делают при проверке потерь на трение в перфорации. Для пласта приемистость линейная зависимость от давления, если какое то препятствие есть в лифте то будет квадратичная.
Скважины все одинаковые, разница в запуске может быть пару месяцев не больше.....
фал-офф бржуйские друзья уже сделали, но однозначный ответ дать не могут - типа, блин закрывали на устье скважину (забойный датчик сломан), шума много.....и.т.п.....вобщем чувствую придется самому все делать...
Виталя, у тебя случайно источников литервтуры где поточнее этот 4-х точечный тест описан и про изменение характера зависимости нету?.....а я уж сам разберусь....
Спасибо...
З.Ы. Кстати. Ты сейчас где?
Смотри 2 рисунка - все что у меня есть из готового.
Т.е. если пострить график и будет квадратичная зависимость давления от дебита то есть какое-то препятствие в лифте. Если линейная то в пласте.perf_drop.jpg
У Вас стоит пакер для нагнетательнох скважин? Если стоит, то с клапаном отсекателем типа Габерсон?
А зачем в нагнеталке использовать пластиковые трубы? Боязнь коррозии? Их же обычно для борьбы с парафином используют в добывающих.