Каким железом можно закрыть нагнетательную скважину на забое?

Последнее сообщение
Terem 9 15
Дек 06

Если кто-нибудь, когда-нибудь сталкивался с необходимостью закрыть нагнетательную скважину на забое для проведения ГДИС, подскажите плиз, какой девайс можно использовать?
Заранее спасибо, всем специалистам, если такие найдутся biggrin.gif

VIT 1124 15
Дек 06 #1

Terem пишет:

Если кто-нибудь, когда-нибудь сталкивался с необходимостью закрыть нагнетательную скважину на забое для проведения ГДИС, подскажите плиз, какой девайс можно использовать?
Заранее спасибо, всем специалистам, если такие найдутся biggrin.gif


Вопрос, а зачем ?

Если объем возможного afterflow критичен для проведения исследования, то у оператора этого месторождения проблемы ohmy.gif посерьезней чем проведение ГДИС biggrin.gif

Или я что-то не понимаю...

П.С. Поосторожней с проведением ГДИС на нагнетательных скважинах зимой :rolleyes:

Terem 9 15
Дек 06 #2

VIT пишет:

Вопрос, а зачем ?

Объем НКТ 2.7 литра / м , т.е. для 2500 м с учетом пакера максимум будет 10 м3. Если этот объем критичен для проведения исседования, то у оператора этого месторождения проблемы ohmy.gif посильнее чем проведение ГДИС biggrin.gif


На самом деле критично, потому как необходимо максимально снизить ВСС. Он конечно и так небольшой для ППД, но хочется еще меньше, поэтому и возник вопрос как...

Растоффский 408 15
Дек 06 #3

Цементной пробкой...smile.gif

А так, хрен его знает - ну пакер какой нибудь поставьте........или есть такое чудо как клапан отсекатель........снимать его не надо будет т.к. ГТМ на нагнетательных скважинах проводят редко....

Гоша 1199 15
Дек 06 #4

А затраты на "снижение" ВСС оправдают себя?
(Вопрос может и риторический, но все же... что от этого прибудет... бенефит в чем...)

Terem 9 15
Дек 06 #5

Гоша пишет:

А затраты на "снижение" ВСС оправдают себя?
(Вопрос может и риторический, но все же... что от этого прибудет... бенефит в чем...)


Дк, надо сначала решить какие затраты надо понести (т.е. определиться с железом) чтобы решить оправдают себя затраты или нет...

VIT 1124 15
Дек 06 #6

Гоша пишет:

А затраты на "снижение" ВСС оправдают себя?
(Вопрос может и риторический, но все же... что от этого прибудет... бенефит в чем...)

Гоша, учись думать как сервисная компания (Сиам в данном случае):

Главное чтобы затраты были, а бенефиты мы придумаем <_<

Вообще, лично мое мнение, вопрос не лежит в практической плоскости ибо в любом случае это лишняя головная боль + лишнее время работы на скважине + дополнительное оборудование.

Terem 9 15
Дек 06 #7

1. Спасибо дядьки за мнения, ценно это ффсё...
2. Из полезного в целом клапан с нипелем, даже если клапана на помойку, то всё равно надо точно определиться почему...
3. Ценность в этом всем есть, по той простой причине, что когда Вы начинаете делать ППД в пласте с большой газовой шапкой, то по крайней мере в первое время, будет значительное влияние этой самой шапки на КПД. Которое выражается, как известно, в том, что радиального режима притока (как показывает практика он самый полезный) просто не видно, т.е. исследование выглядит след. образом - сначала ВСС, потом шапка.
Поскольку шапку я убрать не могу никуда при всем желании, придётся бороться с ВСС, он конечно и так не большой, но если закрыть скважину на забое можно его снизить почти на порядок, а это уже серьёзный бенефит.

Так что либо заморачиваться, либо вообще исследования не проводить.
Поскольку компания у меня сервисная и кушать хочется всегда - выбор очевиден biggrin.gif

З.Ы.
Вопрос - зачем там ППД не рассматривается в данном аспекте...

Terem 9 15
Дек 06 #9

Плотный пишет:

а что такое ВСС?


Эффект влияния ствола скважины, возникающий по нескольким причинам -
1. Послеприток пластового флюида в скважину, после её закрытия.
2. Сжимаемость флюидов находящихся в скважине, на момент её закрытия.
3. На добывающем фонде без пакеров переток из НТК в затруб и обратно.

Возникает в начальный период проведения исследования, режим неинформативный, толку от него нет.
Поэтому надо с ним бороться.
Ну это кратко.

Плотный 762 15
Дек 06 #10

Респект! Понятно теперь откуда и о чем проблема... к сожалению не моя нива wink.gif

Растоффский 408 15
Дек 06 #11

VIT пишет:

Цементная пробка - это мне нравится wink.gif

Клапаны обычно на поверхности ставят. Если поставить его внутри то тогда давление выше него не замеришь. А если давление в пласте меньше гидростатики то он через какое то время перестанет держать. Клапан на помойку вообщем. Теоретически для решения этй задачи может помочь посадочный нипель или даже два (один для датчика, другой для пробки).
Гоша, учись думать как сервисная компания (Сиам в данном случае):

Главное чтобы затраты были, а бенефиты мы придумаем <_<

Вообще, лично мое мнение, вопрос не лежит в практической плоскости ибо в любом случае это лишняя головная боль + лишнее время работы на скважине + дополнительное оборудование.

ну ниппели и пробки ставить вы мостаки - я сейчас с произведениями Marathon-овских спецов работаю....smile.gif
а насчет клапанов я б на твоем месте так не спорил бы - в нигани какие то хитрые применяли, они прекрас, но работали при пластовых давлениях ниже гидростатики........

=Bo= 44 15
Дек 06 #12

Terem пишет:

.......Которое выражается, как известно, в том, что радиального режима притока (как показывает практика он самый полезный) просто не видно, т.е. исследование выглядит след. образом - сначала ВСС, потом шапка.
Поскольку шапку я убрать не могу никуда при всем желании, придётся бороться с ВСС, он конечно и так не большой, но если закрыть скважину на забое можно его снизить почти на порядок, а это уже серьёзный бенефит.
Так что либо заморачиваться, либо вообще исследования не проводить.
Поскольку компания у меня сервисная и кушать хочется всегда - выбор очевиден biggrin.gif

Задай себе вопрос - что ты хочешь увидеть - если тебя интересует сферический поток. то тебе нужен точетный приток иначе ты его не увидишь. И закрытие на забое тебе с этим не поможет.
Использование RFT/MDT (и иже с ними в модификации для обсаженных колонн) в данном случае поможет, но как я понимаю это не вариант.....

Terem 9 15
Дек 06 #13

=Bo= пишет:

Задай себе вопрос - что ты хочешь увидеть - если тебя интересует сферический поток. то тебе нужен точетный приток иначе ты его не увидишь. И закрытие на забое тебе с этим не поможет.
Использование RFT/MDT (и иже с ними в модификации для обсаженных колонн) в данном случае поможет, но как я понимаю это не вариант.....


Секундочку...
1. RFT/MDT - видимость 3 сантиметра в среднем + замер то идёт на точку в пласте, а никак не на весь коллектор, в общем ничего общего с классическим well testом нет.
2. Я хочу проницаемость куска пласта, которую получить можно только с радиального режима. отсюда все опции...

=Bo= 44 15
Дек 06 #14

Terem пишет:

Секундочку...
1. RFT/MDT - видимость 3 сантиметра в среднем + замер то идёт на точку в пласте, а никак не на весь коллектор, в общем ничего общего с классическим well testом нет.
2. Я хочу проницаемость куска пласта, которую получить можно только с радиального режима. отсюда все опции...

Замечательно, однако принимая во внимание, что в накнетательной скважине эффект ствола скважины достаточно минимален, уменьшая его и далее ты при желании не увидишь бАльшой кусок пласта, (радиус исследования у тебя будет маленький), а учитывая что тебе не нравится эффект шапки... ты от него никуда не денешься. Вопрос в том насколько он будет для твоего случая критическим... сделай анализ чувствительности на эффект шапки, вполне вероятно что он не настолько существеннен.

Гоша 1199 15
Дек 06 #15

VIT пишет:

Гоша, учись думать как сервисная компания (Сиам в данном случае):

Главное чтобы затраты были, а бенефиты мы придумаем <_<

Ну вот когда буду сервисником тогда и думать так стану :ninja:

Pwl 372 15
Дек 06 #16

Редкое извращение... Вообще нсколько ты сократишь ВСС... Его и так почти нет на нагнетательном фонде. Сколько времени и денег сьест у тебя смена компановки... Кто тебе вообще на такие цели ПРС даст непонятно... Короче ненужно это, только для извращения, вода и так несжимаемый флюид и постпритока там нет. В качестве доказательств могу привести серию КПД устьевым манометром. Т.е. уровень на устье а значит и постпритока там нет... Короче ныдуманная проблемма... Закрывайте на устье и не парьтесь...

aver 266 15
Дек 06 #17
Цитата

Редкое извращение... Короче ныдуманная проблемма... Закрывайте на устье и не парьтесь...

+1

2Term
вот такие люди как ты и подрывают веру в необходимость сервисникоф, пытяешся уменшить эффект wellbore storage для нагнет скв

wo_bugs 169 15
Дек 06 #18

Леонидыч, а ты уверен, что ВСС на нагнетательных будет большой? Вода же практически не сжимаемая среда. Это у нас в газе еще имеет значение устанавливать пакера и пробки в ниппелях, а едва ли нефтяной оператор согласится на такие изыски по ремонту нагнетательных скважин...
Придется же всю компоновку вынимать, затем ставить новую, затем возникнет вопрос какие ниппеля, какие пробки, чья лебедка, как ее загнать на месторождение и прочее. Мне кажется, что не стоит оно того.

Pwl 372 15
Дек 06 #19

У нас кстате пакеры в основном присутствуют в ППД, а как НКТ на забое закрыть непонятно. Да и не нужно это, я глубоко убежден...

Jfk 434 15
Фев 07 #20

Terem пишет:

Если кто-нибудь, когда-нибудь сталкивался с необходимостью закрыть нагнетательную скважину на забое для проведения ГДИС, подскажите плиз, какой девайс можно использовать?
Заранее спасибо, всем специалистам, если такие найдутся biggrin.gif


biggrin.gif Судя по всему ты озаботился этой проблемкой из-за того что тебе не дают добывающую скважину под ГДИС. Правильно, кому охота останавливать добычу.
Велл сторидж эффект, можно ли его рассматривать в инжекторе. там закачивается вода. нет газа. А ВСС состоит в том что остаточный приток сжимает накопившийся газ в затрубе и сжимает его, из за этого происходит отклонение от линейного закона дарси. и ты не можешь этот участок кривой проинтерпретировать. Я думаю это можно пережить, если он будет не долго влиять. Теперь влияние газовой шапки. Вообще непонятно. Почему это каким то образом влияет по другому, чем допустим расширение нефти или же огромный экфайфер.
Объясни пожалуйста смысл испытания нагн. скважины. Узнать приемистость? Или гидродинамическую связь нефтеносной зоны с зоной где вода?

Pwl 372 15
Фев 07 #21

Отклонение от линейного закона дарси за счет сжижения газа это прикольно biggrin.gif На деле ВВС в нагнеталке продолжается несколько часов, а боигада по смене компановки встанет минимум на сутки не говоря уж об затратах. О каком выигрыше вообще может идти речь???? Кроме того будет глушение что тоже не может в хорошую сторону отразиться на призабойной зоне и на PI в целом. Вопрос надуман. А вообще SPD что то подобное делает перед пуском скважины в ППД. Какой то стекляный диск у них в НКТ который они потом разбивают и ... Короче надо спросить у Рушана или Гузели.

Jfk 434 15
Фев 07 #22

Pwl пишет:

Отклонение от линейного закона дарси за счет сжижения газа это прикольно biggrin.gif На деле ВВС в нагнеталке продолжается несколько часов, а боигада по смене компановки встанет минимум на сутки не говоря уж об затратах. О каком выигрыше вообще может идти речь???? Кроме того будет глушение что тоже не может в хорошую сторону отразиться на призабойной зоне и на PI в целом. Вопрос надуман. А вообще SPD что то подобное делает перед пуском скважины в ППД. Какой то стекляный диск у них в НКТ который они потом разбивают и ... Короче надо спросить у Рушана или Гузели.

PI в нагнеталке? Как может быть вопрос надуманным если человек спрашивает конкретно. Сиам этим реально занимаются. Просто само явление гидродинамических исследований не для всех является нормой.

Pwl 372 15
Фев 07 #23

PI в нагнеталке... Ты как только ее закрываешь у тебя неустановившейся режим начинается. СИАМ делает ровно то что заказывают или за что просто платят. Надо они тебе КПД эхометрированием сделают если заплатишь. Про растваренный газ, сколько газовый фактор в воде... huh.gif Проблема существует, обоснуйте... Я утверждаю что постановка бригады ПРС и спуска подьемные операции дольше ВСС в нагнетательной скважине закачивающей воду. Поправте меня если я не прав. Могу привести факты если надо, ВСС порядка часов а боигада суток...

eldar1 41 13
Дек 08 #24

если есть в компановке профиля ,то можно пробкой , спускаемой на троссовой лебедке.
кроме того все зависит от того что уже спущено и закачка в какое количество пластов проводиться , разделены ли интервалы закачки пакерами и прочее.
если ничего нет а только голое НКТ то это уже сложнее , хотя возможно. покопайся в инете.

Ренатыч 5 13
Янв 09 #25

Ну если все-таки нужно закрыть, то существуют шаровые клапана полнопроходные. Они устанавливаются непосредственно над пакером. Управляются с затруба избыточным давлением. Подал давление - закрыл, второй раз - открыл, и т.д. Видел их у Halliburton если не ошибаюсь. При большом желании предприятия могу выполнить ОКР на клапан.

Kolos 210 13
Янв 09 #26

Ренатыч пишет:

Ну если все-таки нужно закрыть, то существуют шаровые клапана полнопроходные. Они устанавливаются непосредственно над пакером. Управляются с затруба избыточным давлением. Подал давление - закрыл, второй раз - открыл, и т.д. Видел их у Halliburton если не ошибаюсь. При большом желании предприятия могу выполнить ОКР на клапан.


Podavaya davleniya dlay togo 4tobi zakrit' klapan ti vozmuwaew' plast, 4to mewaet ili delaet polnost'yu nevozmoznim interpretaciyu.

ortoklaz 79 14
Янв 09 #27

Можно попробовать взрыв пакер.

Ренатыч 5 13
Фев 09 #28

Kolos пишет:

Podavaya davleniya dlay togo 4tobi zakrit' klapan ti vozmuwaew' plast, 4to mewaet ili delaet polnost'yu nevozmoznim interpretaciyu.

Клапан управляется избыточным давлением в межтрубье, а пласт изолирован пакером. Возмущениий на пласт быть не может если пакер герметичен.
Есть другой вариант. Пусть колонна НКТ не оборудована пакером, тогда можно спустить на каротажном кабеле в полость НКТ малогабаритный надувной пакер Inflatable packing совмещенный electric downhole pump (Baker Oil Tools), вывести его через воронку на забой, перекрыть этим пакером интервал над пластом и писать ГДИС

Sergei 14 14
Май 09 #29

Pwl пишет:

У нас кстате пакеры в основном присутствуют в ППД, а как НКТ на забое закрыть непонятно. Да и не нужно это, я глубоко убежден...

А какие проблемы с закрытием НКТ? Если есль профильные муфты - ответ напрашивается сам по-себе. Если нет - то можно использовать замки типа Monolock от Halliburton, которые сажаются без профиля на стенки НКТ. А уж на замок можно как BEST-tool повесить дня регулируемого закрытия / открытия НКТ, так и любую комбинацию пробки с инструментальной подвеской.
А по поводу того, нужно ли отсекать... Я не геофизик, но провёл не один SWT и DST. У моих инженеров-петрофизиков таких вопросов даже не возникало. В принципе, увеличение точности данных по пласту за счёт снижения ВСС - общепринятый факт.

Ramzeskz 23 13
Июн 09 #30

Terem пишет:

Если кто-нибудь, когда-нибудь сталкивался с необходимостью закрыть нагнетательную скважину на забое для проведения ГДИС, подскажите плиз, какой девайс можно использовать?
Заранее спасибо, всем специалистам, если такие найдутся biggrin.gif

это как я понял, чтоб минимизировать Cs.

тогда, используй Dowh-hole-Shutin-Tool (DHSIT). В общем прибор, имеет хлопушку, стоит таймер и определенный час, хлопушка отсекает стволскважины. Тем самым минимизирует Cs

Go to top