Гидродинамические исследования скважин

Последнее сообщение
MUXA 4 13
Сен 08

1) методы и способы замеров Рпл на добывающих (Фонтан, ЭЦН, ШГН) и нагнетательных

2 Методы пересчета Рзаб и Рпл на зеркало ВНК и на кровлю пласта;

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

Если есть какая-нибудь информация напишите или скиньте литературку где это можно найти! ПОЖАЛУЙСТА. Очень нужно!

North_Rain 114 15
Сен 08 #1

MUXA пишет:

1) методы и способы замеров Рпл на добывающих (Фонтан, ЭЦН, ШГН) и нагнетательных

2 Методы пересчета Рзаб и Рпл на зеркало ВНК и на кровлю пласта;

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

Если есть какая-нибудь информация напишите или скиньте литературку где это можно найти! ПОЖАЛУЙСТА. Очень нужно!


1) Фонтан - спуск глубинного прибора. ЭЦН - только по глубинной тееметрии (с пересчетом на перфорацию). ШГН - хз. Нагнет - глуб прибор.
2) Р=ро * g * H - вот и вся наука.
3) При спуске глубинки распределение по стволу и пропишешь, че его рассчитывать. В любом лучае для расчета надо знать хотябы тенденцию (т.е. дельту Р).

MUXA 4 13
Сен 08 #2

North_Rain пишет:

1) Фонтан - спуск глубинного прибора. ЭЦН - только по глубинной тееметрии (с пересчетом на перфорацию). ШГН - хз. Нагнет - глуб прибор.
2) Р=ро * g * H - вот и вся наука.
3) При спуске глубинки распределение по стволу и пропишешь, че его рассчитывать. В любом лучае для расчета надо знать хотябы тенденцию (т.е. дельту Р).

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

North_Rain 114 15
Сен 08 #3

MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

Фирмы (например) СИАМ, МИКОН - в яндексе набери и посмотри официальные сайты, там много инфы

Wansh 68 13
Сен 08 #4

MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

Про приборы можно на сайте Геофизприбор почитать, например http://www.geofizpribor.ru/products?id_cat=56.

На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.

На ШГН:
1. Одно время применялся прямой замер спуском прибора (СТЛ-28) в затруб, если установлена
асимметричная планшайба. Но это уже экзотика.
2. Также, как у ЭЦН - Нстат на остановленной скважине (только процесс восстановления уровня дольше).
3. Опять, как и у ЭЦН, при ремонте.

Нагнетательная - еще применяется запись падения давления в затрубе с помощью устьевого манометра
(КПД - кривая падения давления). Далее - пересчет на ВДП. Естественно, это где нет пакера на НКТ.

В случае записей манометром на проволоке, без непрерывной передачи информации на поверхность,
пишутся т.н. "полочки" - спуск манометра до определенной глубины и удержание его на этой глубине,
на старых манометрах иголка писала горизонтальную линию - "полочку". И так через определенные
интервалы. Зная глубины остановки и значения давления на полочках, получали плотность
смеси в этих интервалах.

North_Rain 114 15
Окт 08 #5

Wansh пишет:

...
На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.
...


Насчет замеров данным способом (пункт 1 и 3). При выходе ЭЦН из строя замер пластового давления можно произвести только предварительно сбив сливной клапан, иначе ты замериешь давление столба жидкости которая при остановке осталась в НКТ и пересчеты будут некорректными.
Насчет пункта 2: Газпромнефть например вид исследования как КВУ не признает информативным, так что этот способ он чисто так, дли интереса эксперимента. Тем более если скважина обводнена, распределение плотности по стволу неизвестно, а среднюю температуру по больнице брать некорректно.

Wansh 68 13
Окт 08 #6

Виноват, не стал расписывать тонкости, "можно сбить клапан" - это когда на рабочем ЭЦН делают замер. Такое тоже бывает,
клапан после некоторого периода эксплуатации, как правило, герметичным уже не является (для таких случаев).
При замерах манометром всегда отбивают уровни в трубках и затрубе - для контроля.
На сгоревшем - клапан конечно сбивают.

КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть smile.gif.
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.

Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.

Точность всё равно не будет абсолютной.

North_Rain 114 15
Окт 08 #7

полностью согласен, вот теперь, думаю, тема раскрыта

Wansh 68 13
Окт 08 #8

North_Rain пишет:

полностью согласен, вот теперь, думаю, тема раскрыта

Если у автора темы еще есть вопросы, то постараемся ответить. В двух словах всего не расскажешь всё равно.

Fess 41 14
Окт 08 #9
Цитата

КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть smile.gif.
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.

Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.

Точность всё равно не будет абсолютной.

А можно подробнее про исследования при наличии датчиков? Имеются ввиду ТМСы? Или автономные манометры типа PPS-25(27), АЦМ? Также как при отбитии уровней, тормозим скважину и смотрим восстановление уровня? Большая разница в результатах исследования получается?

Wansh 68 13
Окт 08 #10

К сожалению, не дождался периода массового внедрения этих самых датчиков. Так что опыта в плане КВУ с помощью ТМС у меня нет.

Auton 47 15
Окт 08 #11

Про манометры. Если нужны новинки, то это не Микон однозначно, приватно дабы не быть обвинённым в клевете, могу объяснить почему.
Пользуясь случаем предложу наши, которые раньше назывались Скат, а теперь Фотон. Без ложной скромности, по результатам полевых испытаний и эксплуатации, эти манометры не хуже чем уфимские (я лично считаю их эталоном для сравнения). А по мнению СургутНИПИнефть наши самые близкие по характеристикам к PPS. Ну а цена естественно у нас "вкуснее" smile.gif чем у буржуев.

North_Rain 114 15
Окт 08 #12

Ну товарищ тут пиар устроил конечно, не знаю про фотоныsmile.gif но Миконы у нас работают вобще без всяких косяков на протяжении 10 лет. Температура пласта 120 град, глубина спуска 3000 - 3100 метров. Не спорю, возможно, и фотоны неплохо работают в таких условиях, скиньте мне пожалуйста описание ваших приборов на EMironov@tsng.novatek.ru !!

Насчет ТМСов все предельно просто, у Новомета например ТМС имеет память, т.е. можно прописать полноценную КВД на глубине подвески насоса (у нас она составляет 2800 метров в среднем). Все выводится на станцию, потом получаешь в Экселе таблицу, готовую для пересчета и обработкиsmile.gif

Auton 47 15
Окт 08 #13

[quote name='North_Rain' date='2.10.2008, 6:54' post='18080']
Ну товарищ тут пиар устроил конечно, не знаю про фотоныsmile.gif но Миконы у нас работают вобще без всяких косяков на протяжении 10 лет. Температура пласта 120 град, глубина спуска 3000 - 3100 метров. Не спорю, возможно, и фотоны неплохо работают в таких условиях, скиньте мне пожалуйста описание ваших приборов на EMironov@tsng.novatek.ru !!

Про десятилетние Миконы даже возражать не буду. Наверно не плохие приборы для того времени, да и сейчас продолжают работать. Правда много доводилось слышать, что привезли в цех кучу ломов, а на половине из них нет информации. Так же, кроме Вас ни разу не слышал, что бы они работали на 120 градусах. Я не сомневаюсь, что у Вас так все и обстоит, просто мне на промыслах действительно говорили, что температура выше 100-110 для них "смертельна".
А вот те которые последнее время поставляются, это извините меня .....Ну вообщем, что бы не быть голословным, то в "Оренбургнефти" благодаря "высокой" надёжности этих приборов, появился внутренний регламент, который предписывает спускать сразу 2 манометра. И не для каких-то технологических надобностей, а потому что может быть хоть один да не откажет. Не верите - проверьте в Бузулуке. Особенно там "рады" 1007 Миконам на 100МПа, которые сразу после поставки поехали в ремонт.
Я пиар не устраиваю smile.gif Пишу только, то за что могу ответить. И если Вы посмотрите мои посты, то нигде свою продукцию не навяливаю. Там где есть, что сказать и где наше оборудование лучше, там молчать и скромничать считаю бессмысленным.
Описание оборудования сброшу. Спасибо, что заинтересовались.

North_Rain 114 15
Окт 08 #14

Получил Ваше сообщение, поизучаемsmile.gif

Fess 41 14
Окт 08 #15

North_Rain пишет:

Насчет ТМСов все предельно просто, у Новомета например ТМС имеет память, т.е. можно прописать полноценную КВД на глубине подвески насоса (у нас она составляет 2800 метров в среднем). Все выводится на станцию, потом получаешь в Экселе таблицу, готовую для пересчета и обработкиsmile.gif


А разница между исследованиями: ТМС, глубинный манометр, КВУ(отбивка уровней) существенна?

North_Rain 114 15
Окт 08 #16

Fess пишет:

А разница между исследованиями: ТМС, глубинный манометр, КВУ(отбивка уровней) существенна?


КВУ с остальными существенная разница! Глубинный прибор в любом случае - самый точный (если конечно спускаешь до забоя), ТМС вобщем на втором месте. Ну для промыслового геолога разница между ТМС и глубинкой несущественна, погрешность небольшая. Все зависит от подвески насоса, у нас висят НОВОМЕты на 2800 м, забои скважин 3000 м. т.е. пересччет 200 м. не влияет существенно на результат.

Wansh 68 13
Окт 08 #17

Fess пишет:

А разница между исследованиями: ТМС, глубинный манометр, КВУ(отбивка уровней) существенна?

КВУ самый неточный в любом случае. Пена может сильно влиять на результаты,
вплоть до полного отсутствия возможности интерпретации.
Если есть возможность замера манометром или/и ТМС - КВУ "отдыхает".

MUXA 4 13
Окт 08 #18

North_Rain пишет:

КВУ с остальными существенная разница! Глубинный прибор в любом случае - самый точный (если конечно спускаешь до забоя), ТМС вобщем на втором месте. Ну для промыслового геолога разница между ТМС и глубинкой несущественна, погрешность небольшая. Все зависит от подвески насоса, у нас висят НОВОМЕты на 2800 м, забои скважин 3000 м. т.е. пересччет 200 м. не влияет существенно на результат.

Насколько я знаю, у ТМС очень слабая чувствительность(0.00...)!

Alex_ii 91 14
Окт 08 #19

Wansh пишет:

КВУ самый неточный в любом случае. Пена может сильно влиять на результаты,
вплоть до полного отсутствия возможности интерпретации.
Если есть возможность замера манометром или/и ТМС - КВУ "отдыхает".

Тут дело даже не столько в пене, сколько в том что скорости звука на эхолотах чаще всего от фонаря ставят. Исследования для точного определения Vзв в газе очень нечасто делают... Вот и бьются такие уровни что ни в какие ворота не лезут...

Pwl 372 15
Окт 08 #20

С КВУ работать можно, и даже нужно. Конечно здесь необходимо больше мозгов для того чтобы отстроить правельно плотность газожидкостной смеси во время КВУ и скорость звука в затрубе. Но метод эхолакации остается самым надежным. ТМС не являются сертифицированным средством и часто плывут. Конечно если датчик есть и показывает попадая в порядки наших представлений это замечательно, но это к сожалению не всегда так.

Л.Ю. 91 13
Дек 08 #21

Про манометры. Мне приходится интерпретировать замеры, сделанные и МЕКОНом, и уфимскими, а также ижевскими (АЦМ-4) и нижнекамскими (ООО Геотех).
Уфимские манометры делают две фирмы: Промгеофизика и Грант (находится в Уфимском нефтяном институте).
МЕКОН и манометры Промгеофизики уже зарание портят настроение.
Мне нравятся Грандовские (их очень мало), Ижевские (АЦМ-4) и Нижнекамские (Геотех).
Если вопрос актуален и требуется подробное описание - обращайтесь.

Inquisitive 3 13
Янв 09 #22

Уважаемые знатоки!
У меня нет достаточных знаний в области нефтедобычи, я-алгоритмик, а для написания заказанного ПО необходимо знать характер кривой КВУ.
Поэтому прошу ваших мнений-советов-замечаний по следующим пунктам:

1) КВУ – есть логарифмическая зависимость:

Или в полулогарифмических координатах:

2) КВУ (Участок BC) описывается следующим уравнением: h=a•lg(t)+b, где где а и b – параметры прямой BC.

Особо интересует, верно ли полагать основание логарифма здесь десятичным?

Заранее спасибо.

MAN 111 15
Янв 09 #23

Inquisitive пишет:

Особо интересует, верно ли полагать основание логарифма здесь десятичным?


хоть двадцатиричный, хоть натуральный.. логарифмы по разному основанию легко пересчитываются один в другой ))
таким образом просто наклон линий на графике будет другой и это необходимо учесть в коэфф 'a', а суть та же самая

Inquisitive 3 13
Фев 09 #24

Ну да-да, верно)) Причем основание логарифма само скажется на коэфф. а, то есть на наклоне прямой..

А каким нужно выбирать это основание, если заранее не известны точки КВУ? Понятно, что не 100, и не 1000, но каким, чтобы прямая была "красивая"?

Pwl 372 15
Фев 09 #25

Я в детстве тоже баловался Экселем для интерпретации, но на дворе 21 век, покупайте мпециализированные продукты и не парьтесь.

Интеграл Эйлера при выполнении определенных условий по времени можно заменить натуральным логарифмом, именно о нем и должна идти речь в аналитических решенияз уравнения пьезопроводности использующихся в WellTest.

Inquisitive 3 13
Фев 09 #26

И еще, подскажите, пожалуйста, где можно найти вывод формулы восстановления давления:

Go to top