Какие признаки работы скважины свидетельствуют об негерметичности НКТ?

Последнее сообщение
Pwl 369 12
Окт 07

Есть скважина которая за несколько дней сократила свою жидкость в двое... Технологи утверждают тчо это негермет НКТ. Уровень поднялся но не критично, метров на 300. Какие признаки еще могут подтвердить либо опровергнуть это и как без бригаты определить глубину дырки? Спасибо...

Растоффский 413 12
Окт 07 #1

для начала посчитать надо - если продуктивность большая то может быть и 300 м значительны.......
а так, пусть опресовку лифта сделают, там уже точно видно будет......

а зачем тебе глубина дырки? если есть НГЛ, то НКТ по любому менять надо.......з

Pwl 369 12
Окт 07 #2

Растоффский пишет:

для начала посчитать надо - если продуктивность большая то может быть и 300 м значительны.......
а так, пусть опресовку лифта сделают, там уже точно видно будет......

а зачем тебе глубина дырки? если есть НГЛ, то НКТ по любому менять надо.......з

Юра Западная сибирь... Естественно что продуктивности не хватит чтобы снизить дебит в половину с ~30 атм. Так базара нет с опрессовкой. Интерес в том чтобы косвенными методами найти... Чтобы потом возможно было такие проблеммы видеть и так...

Растоффский 413 12
Окт 07 #3

Pwl пишет:

Юра Западная сибирь... Естественно что продуктивности не хватит чтобы снизить дебит в половину с ~30 атм. Так базара нет с опрессовкой. Интерес в том чтобы косвенными методами найти... Чтобы потом возможно было такие проблеммы видеть и так...


Если скважина с пакером, то можно определить НГЛ по росту давления в затрубе.......
в Западной Сибири скорее всего скважина с ЭЦН и без пакера, так? Если ДА, то насколько я знаю, нет косвенных методик, только опрессовка.......

Если логически рассуждать, то у нас записываются четыре параметра, которые могут быть косвенно связаны с НГЛ - рабочий ток установки, дебит, давление на буфере и динамический уровень.........Причиной изменения этих параметров быть и НГЛ и износ ЭЦН......рабочий ток, дебит,буферное давление в том случае и в том случае будет снжаться, ДУ в обоих случаях поползет вверх.....

Вот так вот.........так что, если придумаешь что то новое, дай знать, буду оч. благодарен...smile.gif

VIT 1084 12
Окт 07 #4

Я думаю что возможно только 2 причины (при условии что уровень вырос):
- износ насоса который не способен откачивать жидкость
- негерметичность

Как их различить - мне кажется просто: измерить потребляемое электричество. Сперва построить характеристику насоса до этого (т.е. учесть что насос не имеет идеальную паспортную характеристику) инцидента. Потом построить после и посмотреть ест ли насос электричество на циркуляцию или нет. Это сложный метод, а проще просто на глаз посмотреть если потребляемая мощность почти не изменилась то точно НГЛ.

Растоффский 413 12
Окт 07 #5

VIT пишет:

Я думаю что возможно только 2 причины (при условии что уровень вырос):
- износ насоса который не способен откачивать жидкость
- негерметичность

Как их различить - мне кажется просто: измерить потребляемое электричество. Сперва построить характеристику насоса до этого (т.е. учесть что насос не имеет идеальную паспортную характеристику) инцидента. Потом построить после и посмотреть ест ли насос электричество на циркуляцию или нет. Это сложный метод, а проще просто на глаз посмотреть если потребляемая мощность почти не изменилась то точно НГЛ.

Нет, Виталя, здесь по моему, ты немного не прав........при НГЛ рабочий ток снижается........а если рабочий ток снижается, то и мощность снижаться будет......

Владимир.С 7 11
Окт 07 #6

Признак 1 скважина не пресует до 40 атм.
Признак 2 греется установка (не хватает жидкости для охлаждения) по ТМС если есть.
Признак 3 Падает ток нагрузки на ПЭД.

Если имеется возможность произвести прокачку лифта то тогда можно крашенной жидкостью по выходу на поверхность (через какой объем) определить глубину негерметичности.
А скорее всего скважина после глушения перешла на нефть и из-за этого вырос уровень. Если есть подозрение на падение дебита следует снить КВУ на 10 минут и получив приток определить (депрессию на пласт) и приток из пласта перещитав объем появившейся жидкости в затрубе.
Оборудованна ли скважина обратным клапаном или нет ???
Вобщем поле для деятельности открыто дерзайте smile.gif А технологам верить нельзя?!? они постоянно врут и научат вас плохому smile.gif

Растоффский 413 12
Окт 07 #7

Владимир.С пишет:

Признак №1 скважина не пресует до 40 атм. Признак 2 греется установка (не хватает жидкости для охлаждения) по ТМС если есть. Признак 3 Падает ток нагрузки на ПЭД. Если имеется возможность произвести прокачку лифта то тогда можно крашенной жидкостью по выходу на поверхность (через какой объем) определить глубину негерметичности.
А скорее всего скважина после глушения перешла на нефть и из-за этого вырос уровень. Если есть подозрение на падение дебита следует снить КВУ на 10 минут и получив приток определить (депрессию на пласт) и приток из пласта перещитав объем появившейся жидкости в затрубе.
Оборудованна ли скважина обратным клапаном или нет ???
Вобщем поле для деятельности открыто дерзайте smile.gif А технологам верить нельзя?!? они постоянно врут и научат вас плохому smile.gif

А можно нескромный вопрос - откуда взялось цифро 40 Атм. Это какой то регламент, или общепринятый отраслевой стандарт, или, наконец, чье то авторитетное мнение?........smile.gif

Владимир.С 7 11
Окт 07 #8

Владимир.С пишет:

Признак 1 скважина не пресует до 40 атм.
Признак 2 греется установка (не хватает жидкости для охлаждения) по ТМС если есть.
Признак 3 Падает ток нагрузки на ПЭД.

Если имеется возможность произвести прокачку лифта то тогда можно крашенной жидкостью по выходу на поверхность (через какой объем) определить глубину негерметичности.
А скорее всего скважина после глушения перешла на нефть и из-за этого вырос уровень. Если есть подозрение на падение дебита следует снить КВУ на 10 минут и получив приток определить (депрессию на пласт) и приток из пласта перещитав объем появившейся жидкости в затрубе.
Оборудованна ли скважина обратным клапаном или нет ???
Вобщем поле для деятельности открыто дерзайте smile.gif А технологам верить нельзя?!? они постоянно врут и научат вас плохому smile.gif

Ну конечно это зависит от ряда причин например из какой трубы сделан манифольд. И от возможности запорной араматуры. От производительности установки. Про 40 это от ЗКЛ 40-й серии. А вообще если НКТ надежное то из практики опресовывал до 270 атм. (линию заморозили) и все нормально с УЭЦН. Ну и при обкатке и получении характеристик насоса цифры в АТМ или МПа которые по давлению развивает УЭЦН (можно увидеть в паспорте). То есть должно быть все безопасно и рационально. Газовый фактор следует тоже учитывать при определении с подачей УЭЦН.+напорные характеристики. И вообще АТМ понятия не существует есть кгс/см2.

VIT 1084 12
Окт 07 #9

Растоффский пишет:

Нет, Виталя, здесь по моему, ты немного не прав........при НГЛ рабочий ток снижается........а если рабочий ток снижается, то и мощность снижаться будет......


Вопрос в том что если дебит упал в 2 раза то и потребляемый ток должен упасть почти также с поправкой на КПД, если же он упал незначительно то скорее всего НГЛ.

Кстати интересный вопрос может ли потребляемый ток вырасти при НГЛ, мне кажется что может, но надо подумать.

Владимир.С 7 11
Окт 07 #10

Растоффский пишет:

А можно нескромный вопрос - откуда взялось цифро 40 Атм. Это какой то регламент, или общепринятый отраслевой стандарт, или, наконец, чье то авторитетное мнение?........smile.gif

По параметрам работы УЭЦН определяются несколько причин. А вот что касается газа если возможность определить газовый фактор в НСЖ и в затрубе??? Мне как-то встречался канадский прибор ШАРК по-моему суть задачи в том что он показывал все муфты и изменение количества газа в затрубье (затруб закрыт). По температуре по стволу можно. Так вот если дыра на какой-то глубине то закрыв затруб уровень не упадет а скорее всего на том.же месте и останется где дыра. Если газа много конечно. Скопленный в затрубе газ пойдет в лифт соответственно уэцн производительность не потеряет и токи не изменятся так как газ на прием не опустит уровень. А ЭЦН начнет работать на себя и сгорит. Тут важно давление насыщения и давление на приеме насоса. В газе тоже работать можно.
Размеры дыры неизвестны???.

Владимир.С 7 11
Окт 07 #11

У скважины симптомы как не герметичности так и забитой приемной сетки примерно одинаковы blink.gif

Rasty 202 11
Мар 08 #12

Владимир.С пишет:

Ну конечно это зависит от ряда причин например из какой трубы сделан манифольд. И от возможности запорной араматуры. От производительности установки. Про 40 это от ЗКЛ 40-й серии. А вообще если НКТ надежное то из практики опресовывал до 270 атм. (линию заморозили) и все нормально с УЭЦН. Ну и при обкатке и получении характеристик насоса цифры в АТМ или МПа которые по давлению развивает УЭЦН (можно увидеть в паспорте). То есть должно быть все безопасно и рационально. Газовый фактор следует тоже учитывать при определении с подачей УЭЦН.+напорные характеристики. И вообще АТМ понятия не существует есть кгс/см2.

Не делате так никогда, есть регламент по эксплуатации эцн, когда на фонтанке пишут АФК 65х21ХЛ или 65х35 это не просто цифры это рабочие харрактеристики, в частности последняя говорит что рабочее давление 21 или 35 МПа а на нефтянках чаще на 14МПа стоят. Будете пресовать больше 40 и не дай оторвет ваш ЭЦН или спалите при загрубленной защите (при негерметичности милое дело) и полетит ваша премия и должность в тартарары.

Ruslan_ 9 11
Мар 08 #13

А обратный клапан ?

Zorg 583 11
Мар 08 #14
Цитата

Будете пресовать больше 40 и не дай оторвет ваш ЭЦН или спалите при загрубленной защите (при негерметичности милое дело)

Что за страсти? Опрессовка лифта стандартная операция. За 4 года на промысле ни разу ЭЦН при опрессовке не обрывало. И ни от кого из коллег никогда про такое не слышал. 30-40-50 атм это у кого какие регламенты. Если арматура на 140 атм, почему бы не надавить 50 атм?
А чтобы спалить ПЭД при негерметичности, это его еще погонять надо несколько час (в зависимости от температуры пласта).

Ну а к косвенным признакам негерметичности механизрованной скважины я бы отнес снижение дебита и рост уровня.

Цитата

А обратный клапан ?

Не понял суть замечания. Вообще при отрицательных результатах опрессовки НКТ можно грешить как на НКТ, так и на клапан. Но негерметичность обратного клапана никак не влияет на дебит, только подачу ждать дольше, т.к. в НКТ уровень снижается.

Rasty 202 11
Мар 08 #15

Zorg пишет:

Что за страсти? Опрессовка лифта стандартная операция. За 4 года на промысле ни разу ЭЦН при опрессовке не обрывало. И ни от кого из коллег никогда про такое не слышал. 30-40-50 атм это у кого какие регламенты. Если арматура на 140 атм, почему бы не надавить 50 атм?
А чтобы спалить ПЭД при негерметичности, это его еще погонять надо несколько час (в зависимости от температуры пласта).

позвольте с вами не согласиться - опрессовка на 40 атм мах при проверке на гермет.ЭЦН это закон, чтобы спалить достаточно получаса работы установки 5А (вы же ее дергаете пуск-остановка типоразмер тут главное). На счет полетов - это полбеды если у вас дыра по телу а если по резьбе? летают за милую душу, у меня фонд ЭЦН приличный - насмотрелся, а то что у вас не отрывало - повезло... smile.gif не работа ОК это серьезный повод провести ревизию-подъем установки
про 270 задело, таких манометров операторам даже на руки не выдают ....это байка

Zorg 583 11
Мар 08 #16

Ну 40 так 40, Вам видней.
Главное, чтобы опрессовку проводило минимум два оператора: один на станции управления, другой около скважины ).

А НКТ может чаще менять просто, чтобы не летали насосы?

Rasty 202 11
Мар 08 #17

Zorg пишет:

А НКТ может чаще менять просто, чтобы не летали насосы?

может, но с этим сложно МРП никто еще не отменял это дорого, но если нарисовалась проблема (а так обычно рисуют на тех где скребки гоняют - от греха подальше на ревизию даем НКТ) то делаем а иначе до победы до R-0 smile.gif

singor 44 11
Апр 08 #18

Rasty пишет:

может, но с этим сложно МРП никто еще не отменял это дорого, но если нарисовалась проблема (а так обычно рисуют на тех где скребки гоняют - от греха подальше на ревизию даем НКТ) то делаем а иначе до победы до R-0 smile.gif


Ну и че толку гонять до 0. Посчитайте потери по нефти пока она сгорит, а если оторвется по НКТ там ЗУМПФа не так и много обычно и будете свое МРП с помощью КРС повышать. Если есть подозрения на негермет лучше поднять до жидкости не сбивая клапана заменить верхние НКТ и спустить обратно.

singor 44 11
Апр 08 #19

А если серьезно подойти к вопросу определения негерметичности можно написать как минимум брошюру:
Изминение динамического уровня не всегда является симптомом для поиска негерметичности, как правило ищем после падения дебита. Для начала проводим отжим на скважине и убеждаемся что Нд соответствует факту, пересчитываем дебит скважины на Нд в случае если пена отожметься (может так и должно быть?)
1)Фиксируем значения рабочих токов и загрузки в случае с ТМС давления на приеме. ( blink.gif Трезвым взглядом оцениваем изменение параметров)
2)Проверяем состояние выкидной линии до замерной или точки сбора (Рл)
3)Проверяем состояние обратного клапана на устье скважины (Рз и не пропускает ли он жидкость)
4)Опресовываем НКТ насосом, до значения указанного в Вашем регламенте, с отключением и замером темпа падения давления, если давление падает варианта 2 или негермет или не держит обратный клапан над ЭЦН)
5)Убедитесь в наличии циркуляции жидкости через систему ЭЦН-НКТ с помощью ЦА это необходимо чтоб понять причину падения подачи, не всегда возможно в силу того, что существуют скважины с низким пластовым давлением (возможно будут поглощать)
6)Опрессуйте НКТ ЦА со спуском опресовочного шара на обратный клапан и соответственно с замером темпа падения давления, даже если и сейчас все герметично не расстраивайтесь!
7)После полного подъема УЭЦН проверьте состояние труб находящихся под обратным клапаном!

А вообще товарищь геолог если технолог говорит, что там негермет надо верить это его работа, он же Вас не учит где вторые стволы зарезать или перестрелы делать ph34r.gif

сергей777 11 11
Май 08 #20

Zorg пишет:

Вообще при отрицательных результатах опрессовки НКТ можно грешить как на НКТ, так и на клапан.

Опрессовывать в лоб на рабочую установку и на клапан можно не грешить smile.gif

ЭЦНщик 4 10
Сен 08 #21

сергей777 пишет:

Опрессовывать в лоб на рабочую установку и на клапан можно не грешить smile.gif


А на трубы под ОК? Опрессовкой в лоб не проверишь! blush.gif

А по токам - в большинстве случаев негермо токи и загрузка увеличиваются, т.к. ЭЦН уходит в правую зону, где мощность выше!

Temnilo 14 11
Фев 18 #22

В продолжении темы:

Если рассматривать негерметичность НКТ в газовых скважинах.

В наличии есть промышленные данные по скважине: динамика дебита газа, воды, конденсата, динамика трубных и затрубных давлений. 

Один из возможных индикаторов это сравнение или почти сравнение трубного и затрубного давления.

Подскажите где можно почитать более детально по данной проблематике или подскажите кто пользуэтся какими методиками.

Благодарю.

Temnilo 14 11
Фев 18 #23

То что нашел, это проведение высокоточной термометрии и спектральной шумометрии, а также нашел описание проведения на скважине акустических методов исследования, но это все методы уточнения мест негерметичности.

А интересует именно с начальной промышленной информации, есть ли какие-то работы по исследованиям падения добычи характерные для проявления негерметичности. Или это все от мира сего?

Temnilo пишет:

В продолжении темы:

Если рассматривать негерметичность НКТ в газовых скважинах.

В наличии есть промышленные данные по скважине: динамика дебита газа, воды, конденсата, динамика трубных и затрубных давлений. 

Один из возможных индикаторов это уравнивание или разница в несколько атмосфер трубного и затрубного давления.

Подскажите где можно почитать более детально по данной проблематике или подскажите кто пользуется какими методиками.

Благодарю.

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #24

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

Temnilo 14 11
Фев 18 #25

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #26

Temnilo пишет:

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

Практически любые работы через лубрикатор можн опроводить без остановки скважины. Мы лишь упираемся в диаметр спускаемого прибора, если разница между его диаметром и диаметром НКТ крайне мало, то прибор просто-напросто не сползет вниз, придется тормознуть. Для примера, при НКТ диаметром внутреннем 76 мм, или минимальным диаметром элементов КПО - 67,4мм, глупо пихать без оставновки приборы с диам 70мм/64мм соответ.

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #27

Temnilo пишет:

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

ну то есть каким захотите собстна!

или может я вопроса не совсем понял...

Temnilo 14 11
Фев 18 #28

Не не, все правильно поняли, но это уже технические состовляющие проведения исследования.

Еще подскажите что это за Sondex?

Благодарю.

Сергей Киб пишет:

Temnilo пишет:

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

ну то есть каким захотите собстна!

или может я вопроса не совсем понял...

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #29

Temnilo пишет:

Не не, все правильно поняли, но это уже технические состовляющие проведения исследования.

Еще подскажите что это за Sondex?

Благодарю.

Сергей Киб пишет:

Temnilo пишет:

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

ну то есть каким захотите собстна!

или может я вопроса не совсем понял...

ну есть жеж гугл ребят, ну не ленитесь...

в общем, прибор спускается, на него посылается сигнал, который раскрывает лапки по диаметру онного. кол-во лапок различается, минимум бывает вроде как 8, максимум о которых слышал 48. чем больше лапок, тем толще прибор! регистрация состояния НКТ/колонны идет при подъеме!!!!!! ТОЛЬКО при ПОДЪЕМЕ!

http://well-sun.com.cn/english/products_view.asp?id=50

http://prestigewireline.com/cased-hole-services/

Темнило, видать тебя этот вопрос крайне интересует, ты опиши ситуацию, попробуем распидалить ее.

 

Temnilo 14 11
Фев 18 #30

Спасибо за ссылки, перерыл и нашел:

https://www.geoilandgas.com/oilfield/wireline-technology/multifinger-imaging-tool

http://www.gowellpetro.com/product/multi-finger-caliper-mfc.html

В кратце ситуация, которая меня интересует:

Имеем большой фонд газовых скважин.

Переодически происходит обрыв НКТ по тем или другим причинам. Вдоваться в подробности обрыва нет смысла, так как одни из основных это непериодичность ревизии НКТ плюс иногда СО2 плюс иногда песок, но это все индивидуально.

Анализируя недействующий фонд (с дебитом газа более 20 тис. м3/д) мне попались такие закономерности:

1. Перед обрывом или другими авариями связанными с НКТ (Рзатр-Ртр) стремится к 0. Как правило это значение не привышает 2-5 атм, в зависимости от глубины негерметичности.

Вот сдесь первый вопрос: какой градиент давления между трубкой и межтрубьем при негерметичности. У меня пока вывелась такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы. Но это пока наброски. 

Также, скважины после практически уравнивания разницы  (Рзатр-Ртр), могут проработать и 2 и 4 и 12 месяцев, но результат все равно один - обрыв.

2. Дебит газа в месяцы после того как (Рзатр-Ртр) стремится к 0, начинает падать.

Дальше стоит задача на основе промышленных данных (дебит газа, конденсата, воды, Ртр, Рзатр) оценить фонд действующих скважин на предмет выявления кандидатов негерметичности НКТ, а вот дальше после отбора кандидатов провести более качественные исследования для принятия решений по проведению КРС.

Так вот вопрос может есть какие то методики выявления кандидато на форс мажорные факторы связанные с НКТ, а также интересуюсь путями решения проблемы с исследованими в скважинах кандидатах (ну с этим мы разобрались мне кажется)?

Заранее благодарез за ответы.

Сергей Киб пишет:

Temnilo пишет:

Не не, все правильно поняли, но это уже технические состовляющие проведения исследования.

Еще подскажите что это за Sondex?

Благодарю.

Сергей Киб пишет:

Temnilo пишет:

Благодарю за информативный ответ.  Подскажите чем лучше исследовать без остановки скважины через лубрикатор?   

Сергей Киб пишет:

Ничего себе полемику какую развили, как бы казалось на пустяковом месте....

По всей видимости, на нефтянках, если нет пакера, негермет НКТ можно определить по дебиту, работе УЭЦНа,... не совсем понимаю правда как, пакера ж нет, та же опрессовка требует спуск пакера в НКТ...

Как это происходит на газо-конденсатных, основываясь на личном опыте, могу предложить, не мучать судьбу термоанометрией там, шумометром, взять и писать сразу Sondex(это если дырка правда), или МИД-К - каждый покажет где дырка, а сондекс еще и нарисует какая по величине.

Если этих двух приборов не найти, и причиной негермета является перетяжка/недотяжка/НКТ повредила химия/....., то можно прибегнуть к шумометрии с термометрией, но при этом нужно будет либо качать в лоб через НКТ, либо качать/работать в/через затрубное пространство...

А дальше больше, пакера нет, "заделать" дырку ой-ой как сложно, только поднятием НКТ.

ну то есть каким захотите собстна!

или может я вопроса не совсем понял...

ну есть жеж гугл ребят, ну не ленитесь...

в общем, прибор спускается, на него посылается сигнал, который раскрывает лапки по диаметру онного. кол-во лапок различается, минимум бывает вроде как 8, максимум о которых слышал 48. чем больше лапок, тем толще прибор! регистрация состояния НКТ/колонны идет при подъеме!!!!!! ТОЛЬКО при ПОДЪЕМЕ!

http://well-sun.com.cn/english/products_view.asp?id=50

http://prestigewireline.com/cased-hole-services/

Темнило, видать тебя этот вопрос крайне интересует, ты опиши ситуацию, попробуем распидалить ее.

 

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #31

Temnilo пишет:

Спасибо за ссылки, перерыл и нашел:

https://www.geoilandgas.com/oilfield/wireline-technology/multifinger-imaging-tool

http://www.gowellpetro.com/product/multi-finger-caliper-mfc.html

В кратце ситуация, которая меня интересует:

Имеем большой фонд газовых скважин.

Переодически происходит обрыв НКТ по тем или другим причинам. Вдоваться в подробности обрыва нет смысла, так как одни из основных это непериодичность ревизии НКТ плюс иногда СО2 плюс иногда песок, но это все индивидуально.

Анализируя недействующий фонд (с дебитом газа более 20 тис. м3/д) мне попались такие закономерности:

1. Перед обрывом или другими авариями связанными с НКТ (Рзатр-Ртр) стремится к 0. Как правило это значение не привышает 2-5 атм, в зависимости от глубины негерметичности.

Вот сдесь первый вопрос: какой градиент давления между трубкой и межтрубьем при негерметичности. У меня пока вывелась такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы. Но это пока наброски. 

Также, скважины после практически уравнивания разницы  (Рзатр-Ртр), могут проработать и 2 и 4 и 12 месяцев, но результат все равно один - обрыв.

2. Дебит газа в месяцы после того как (Рзатр-Ртр) стремится к 0, начинает падать.

Дальше стоит задача на основе промышленных данных (дебит газа, конденсата, воды, Ртр, Рзатр) оценить фонд действующих скважин на предмет выявления кандидатов негерметичности НКТ, а вот дальше после отбора кандидатов провести более качественные исследования для принятия решений по проведению КРС.

Так вот вопрос может есть какие то методики выявления кандидато на форс мажорные факторы связанные с НКТ, а также интересуюсь путями решения проблемы с исследованими в скважинах кандидатах (ну с этим мы разобрались мне кажется)?

Заранее благодарез за ответы.

[/quote]

Прикольно, интересненько) Так, по порядку, делаю вывод, что пакер в составе КПО(комл.подзем.оборуд.) присутствует?!

По 1-му: Градиент вам на таких сухих данных никто не скажет. Сами пишите газ, вода тоже(она везде), плюс песок... Кол-во мех.примесей определяли? в том плане, что состав не однородный... Если уж совсем как пень подойти, то так Рпл-Руст при квд, будет вам градинет на    от середины интервала ПВР или продукт.гор.(если открытый хвостовик) до устья!!! Цифры берем по вертикали! "такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы." - если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря - емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали....

Что же касаемо работы скв, не стоит забывать, что износ нкт разный, не то, что на разных скважинах, но и в составе одной. По этой причине, СО2, точнее его действие на железо разнится, как дожрет, так упадет. Н2О+СО2 получается угольная кислота!!! нестойкая, но все же.

По 2-му: хм, интересно, давления уравниваются, правильно все?!, и начинает падать дебит... и уже спустя нцать мес обрыв нкт? черт, я не знаю... первое что бы я сделал: прогнал бы шаблон, или печать, пощупать забой, и после этого уже исходил бы... а сколько воды несет? химия по газу что говорит, сколько СО2? А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол...

По методике: нет такой у меня, а если найдёте, пользуйте только в справочных целях, не опираясь на нее. мне кажется вы еще кое что упускаете из виду, что могло бы повлиять... ГРП делалось? КРС вставал хоть раз на скв с оборванными нкт?(если да, то что делали). Самое главное, менялось ли НКТ.

Если не секрет, не на ЯМАЛе ли работаете?

если честно я немного запутался)

 

Temnilo 14 11
Фев 18 #32

Смотрите, во первых скважин много, т.е. анализ по всему фонду компании, даже не по одному месторождению, поэтому может Вас и запутало. И поэтому я написал ситуации разные может быть и песок в продукции, может быть и СО2 (в таких случаях очень быстро падают НКТ если не хром).

Во вторых установленных пакеров на анализируемых скважинах практически нет, там где есть это как правило после ГРП ну и отдельные скважины, и такие скважины я не рассматривал, да и при анализе Рзатр-Ртр, там как правыло значение с (-).

 ""- если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря - емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали.."" - при отсутствии пакера при работающей скважине Рзатр всегда больше чем Ртр.

"" А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол... "" - есть такое предположение, что уравнивание давления во времени есть первопричина негерметичности НКТ как следствие обрыв НКТ. Ниже пример значений Ртр и Рзатр. 7.2016 давления практически сравнялись (2 атм), через 15 месяцев скважина остановилась с оторванными НКТ. Когда это произошло неизвестно, но факт того что это может быть индикатор меня не покидает. Таких примеров очень много. Это один из...

bez_imeni_0.jpg

И кстати таки да не факт, что скважина останавливается в момент падения НКТ, это может быть и несколькоми месяцами ранее, но как индикатив к событию...

С НКТ  проблема, по ревизии как правило все сроки по ногим месторождениям просраны.

 

Сергей Киб пишет:

Temnilo пишет:

Спасибо за ссылки, перерыл и нашел:

https://www.geoilandgas.com/oilfield/wireline-technology/multifinger-imaging-tool

http://www.gowellpetro.com/product/multi-finger-caliper-mfc.html

В кратце ситуация, которая меня интересует:

Имеем большой фонд газовых скважин.

Переодически происходит обрыв НКТ по тем или другим причинам. Вдоваться в подробности обрыва нет смысла, так как одни из основных это непериодичность ревизии НКТ плюс иногда СО2 плюс иногда песок, но это все индивидуально.

Анализируя недействующий фонд (с дебитом газа более 20 тис. м3/д) мне попались такие закономерности:

1. Перед обрывом или другими авариями связанными с НКТ (Рзатр-Ртр) стремится к 0. Как правило это значение не привышает 2-5 атм, в зависимости от глубины негерметичности.

Вот сдесь первый вопрос: какой градиент давления между трубкой и межтрубьем при негерметичности. У меня пока вывелась такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы. Но это пока наброски. 

Также, скважины после практически уравнивания разницы  (Рзатр-Ртр), могут проработать и 2 и 4 и 12 месяцев, но результат все равно один - обрыв.

2. Дебит газа в месяцы после того как (Рзатр-Ртр) стремится к 0, начинает падать.

Дальше стоит задача на основе промышленных данных (дебит газа, конденсата, воды, Ртр, Рзатр) оценить фонд действующих скважин на предмет выявления кандидатов негерметичности НКТ, а вот дальше после отбора кандидатов провести более качественные исследования для принятия решений по проведению КРС.

Так вот вопрос может есть какие то методики выявления кандидато на форс мажорные факторы связанные с НКТ, а также интересуюсь путями решения проблемы с исследованими в скважинах кандидатах (ну с этим мы разобрались мне кажется)?

Заранее благодарез за ответы.

Прикольно, интересненько) Так, по порядку, делаю вывод, что пакер в составе КПО(комл.подзем.оборуд.) присутствует?!

По 1-му: Градиент вам на таких сухих данных никто не скажет. Сами пишите газ, вода тоже(она везде), плюс песок... Кол-во мех.примесей определяли? в том плане, что состав не однородный... Если уж совсем как пень подойти, то так Рпл-Руст при квд, будет вам градинет на    от середины интервала ПВР или продукт.гор.(если открытый хвостовик) до устья!!! Цифры берем по вертикали! "такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы." - если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря - емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали....

Что же касаемо работы скв, не стоит забывать, что износ нкт разный, не то, что на разных скважинах, но и в составе одной. По этой причине, СО2, точнее его действие на железо разнится, как дожрет, так упадет. Н2О+СО2 получается угольная кислота!!! нестойкая, но все же.

По 2-му: хм, интересно, давления уравниваются, правильно все?!, и начинает падать дебит... и уже спустя нцать мес обрыв нкт? черт, я не знаю... первое что бы я сделал: прогнал бы шаблон, или печать, пощупать забой, и после этого уже исходил бы... а сколько воды несет? химия по газу что говорит, сколько СО2? А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол...

По методике: нет такой у меня, а если найдёте, пользуйте только в справочных целях, не опираясь на нее. мне кажется вы еще кое что упускаете из виду, что могло бы повлиять... ГРП делалось? КРС вставал хоть раз на скв с оборванными нкт?(если да, то что делали). Самое главное, менялось ли НКТ.

Если не секрет, не на ЯМАЛе ли работаете?

если честно я немного запутался)

 

[/quote]

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #33

Про равность давлений, имелось ввиду уже тормознутые скв.

Н2СО3 жрет и хром, если проводилась хим обработка. Дело в том, что некоторые подрядыне организации не совсем ответственно подходят, и кислота или допустим соль(СГС-18) находятся некоторое время в стволе, налюбился я с этим СГС-18 уже по горло.

Ваш график говорит о том, что в точке 7.2016р появился негермет... Который потом прогрессировал, коррозия распостранялась... а в начале 17г бух, и скорее всего нкт упало... 

В таком случае, только один показатель, это затруб! ГИС-ом как контрольный в голову, должна прояснить.

[quote=Temnilo]

Смотрите, во первых скважин много, т.е. анализ по всему фонду компании, даже не по одному месторождению, поэтому может Вас и запутало. И поэтому я написал ситуации разные может быть и песок в продукции, может быть и СО2 (в таких случаях очень быстро падают НКТ если не хром).

Во вторых установленных пакеров на анализируемых скважинах практически нет, там где есть это как правило после ГРП ну и отдельные скважины, и такие скважины я не рассматривал, да и при анализе Рзатр-Ртр, там как правыло значение с (-).

 ""- если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря - емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали.."" - при отсутствии пакера при работающей скважине Рзатр всегда больше чем Ртр.

"" А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол... "" - есть такое предположение, что уравнивание давления во времени есть первопричина негерметичности НКТ как следствие обрыв НКТ. Ниже пример значений Ртр и Рзатр. 7.2016 давления практически сравнялись (2 атм), через 15 месяцев скважина остановилась с оторванными НКТ. Когда это произошло неизвестно, но факт того что это может быть индикатор меня не покидает. Таких примеров очень много. Это один из...

bez_imeni_0.jpg

И кстати таки да не факт, что скважина останавливается в момент падения НКТ, это может быть и несколькоми месяцами ранее, но как индикатив к событию...

С НКТ  проблема, по ревизии как правило все сроки по ногим месторождениям просраны.

 

[quote=Сергей Киб]

[quote=Temnilo]

 

Temnilo 14 11
Фев 18 #34

Благодарю Сергей за некоторые розъяснения.

Буду капать дальше.

Сергей Киб пишет:

Про равность давлений, имелось ввиду уже тормознутые скв.

Н2СО3 жрет и хром, если проводилась хим обработка. Дело в том, что некоторые подрядыне организации не совсем ответственно подходят, и кислота или допустим соль(СГС-18) находятся некоторое время в стволе, налюбился я с этим СГС-18 уже по горло.

Ваш график говорит о том, что в точке 7.2016р появился негермет... Который потом прогрессировал, коррозия распостранялась... а в начале 17г бух, и скорее всего нкт упало... 

В таком случае, только один показатель, это затруб! ГИС-ом как контрольный в голову, должна прояснить.

Сергей Киб 47 3
Фев 18 #35

да ну, разъяснил я тут, по моему только смуту навел.

НО, жду результатов, как прикините на бумаге, и как оно по факту станет!) ок?!)

 

Temnilo пишет:

Благодарю Сергей за некоторые розъяснения.

Буду капать дальше.

Сергей Киб пишет:

Про равность давлений, имелось ввиду уже тормознутые скв.

Н2СО3 жрет и хром, если проводилась хим обработка. Дело в том, что некоторые подрядыне организации не совсем ответственно подходят, и кислота или допустим соль(СГС-18) находятся некоторое время в стволе, налюбился я с этим СГС-18 уже по горло.

Ваш график говорит о том, что в точке 7.2016р появился негермет... Который потом прогрессировал, коррозия распостранялась... а в начале 17г бух, и скорее всего нкт упало... 

В таком случае, только один показатель, это затруб! ГИС-ом как контрольный в голову, должна прояснить.

Temnilo 14 11
Фев 18 #36

Процесс прикидки идет полным ходом, уже отобрал перечень скважин из действующего фонда. Анализирую.

Когда будут конкретные выводы по результатам напишу сюда.

Сергей Киб пишет:

да ну, разъяснил я тут, по моему только смуту навел.

НО, жду результатов, как прикините на бумаге, и как оно по факту станет!) ок?!)

Go to top