Ноя 16
Добрый день! Подскажите, кто сталкивался, с чем может быть связана такая форма КВД, Датчик ТМС, разница между замерами 1 год, Скважина нефтяная, коллектор карбонатный, Спущена байпасная система.
Опубликовано
14 Ноя 2016
Активность
27
ответов
6330
просмотров
7
участников
1
Рейтинг
Скорее всего если КВД проводилось на одном и том же объекте то связано, именно с байпасной системой, а может просто во втором случае не до конца сразу скважину закрыли....это чисто моё предположение...
меня уверили, что байпасная система никак не влияет на КВД, два раза подряд не до конца закрыли, это тоже маловероятно.
карбонатный коллектор тут не причем вообще, технические проблемы какие-то
А у Вас есть поэтапно что делали при остановке на КВД и что за система? Значения затрубного и буферного давления во время замера? Может нагнетательную скважину запускали в радиусе 50-100 метров? Извините конечно, но из той информации которую Вы предоставили это гадание на кофейной гуще....
Какое расстояние по вертикали между датчиком давления и перфорациями? Если это порядка 700 метров, то похоже на расслоение нефти и воды в скважине. В 2015 году это могло происходить гораздо быстрее из-за меньшей обводненности.
Расстояние около 450 м, с начала 2016 года обводненность выросла в два раза с 35% до 80%
Поэтапно нет, в общих чертах остановили ЭЦН, закрыли скважину. Нагнтательных скважин там и близко нет, давление на устье 20 атм, в затрубе 22 атм при работе, в остановленной скважине затрубное давление 23 атм.
Преимущества/особенности
работа в скважинах с э/к от 146 мм;
доступ в зону ниже УЭЦН без подъема оборудования;
защита УЭЦН в режиме свободного фонтанирования или закачки под давлением;
проведение исследований в процессе работы УЭЦН с возможностью изменения режима.
Очень похоже на расслоение нефти и воды в скважине. Проверь, работает ли следующая формула:
"странный" скачок давления (~8атм) = разница плотности воды и нефти в скважинных условиях * g (9.8) * разницу TVDSS между датчиком давления на приеме и перфорациями (нижней частью)
Вроде как эта формула для твоего случая работает. Ну а тот эффект, что этот скачек происходит через день после закрытия в 2015 и через 10 дней в 2016ом объясняется тем, что расслоение в более обводненной скважине протекает гораздо позже, т.к. нефть медленнее поступает в скважину.
Незнаю. Возможно ResEng прав, но более 10 суток. Система которую Вы отразили позволяет производить замеры с двух объектов, у Вас там два объекта? Почему такая маленькая реакция поверхностных давлений, газовый фактор большой?
Объект один. Газовый фактор 60 м3/т.
Что такое TVDSS?)
в формуле можно использовать TVDSS или TVD.
TVDSS - true vertical depth SubSea - абсолютная глубина скважины по вертикали
TVD - true vertical depth - глубина скважины по вертикали
на русском как-то не особо звучит, правда.
одно из Rule Of Thumb PTA - если эффект длиться меньше половины лог лог цикла - это не резервуарный эффект.
Поясните Позиции 2 и 5, для чего они нужны.
Этот байпас не имеет отношения к эксплуатации двух объектов - он нужен чтобы делать ПГИ на технологической депрессии. Он вообще никак не может влиять на поведение давления. Пробка нужна для опрессовки НКТ, ее потом извлекают. Внизу основного сечения сидит глухая пробка. Когда нужно делать исследования, ее извлекают и спускают прибор на кабеле, на котором установлена каротажная пробка, задача которой - обеспечить герметичность во время исследования, чтобы не было перетока через основное сечение байпаса.
А что если существует две трещинных системы, в одной из которых давление выше. Когда мы понижаем забойку, трещина с более высоким давлением схлопывается. Когда останавливаем, давление растет и в какой-то момент трещина снова открывается, давление растет. Что-то похожее здесь уже обсуждалось.
Каротажная пробка пропускает
Я думаю во время этой остановки стояла глухая пробка и байпас вообще ни при чем. Снежана?
Изготовители https://www.novomet.ru/rus/products/smart-solutions/y-tool заявляют, что эта система имеет отношение к эксплуатации двух объектов. Так как ТМС, я и спрашивал какие действия производили при остановке на КВД с системой, автор скорее всего не знает. Прибор ведь не спускали.
Пробку дествительно не извлекали, если это влияние системы трещин, то почему во втором случае влияние в 10 раз больше по времени ? Я больше склоняюсь к негерметичности оборудования, т.к. КВД на соседних скважинах нормальной формы.
Полагаю в конце КВД надо было прессануть пробку, и посмотреть как отразится это на манометре/ТМС
прессануть не пробовали) пробовали прописать профиль притока, извлекали пробку, спускали прибор и он останавливался в месте ее установки и ниже не спускался..
Вы не веритю в теорию сегрегации нефти и воды в скважине? И скачок и разницу времени эффекта обьясняет. Формула примерно сходится?
Точно такой же эффект я наблюдал в скважинах с байпасом и тоже карбонатный коллектор и это 100℅ была сегрегация.
Сколько всего датчиков давления в скважине?
В первом случае сегрегация начинается через 10 суток остановки? Что-то не верится, хотя форма и амплитуда похожи.
Во втором случае после скачка давление снижается, что тоже не похоже на сегрегацию.
Допускаю и такой вариант. По формуле какая то ерунда получилась или я что то не так делаю)) Датчики устьевой, затрубный и на приеме насоса .
На какой глубине по вертикали находится датчик давления на приеме насоса и на какой глубине находятся вверх/низ перфорации? И какова плотность нефти и воды в скважине в статических условиях?
датчик на глубине 2662.1 м, КИП - 3118.6, НИП - 3139.5 м по вертикали, разница м/у плотностью нефти и воды 0.26 т/м3
Чтобы прикинуть, на сколько увеличится показания манометра при вытеснении воды нефтью под насосом:
Дельта П = Дельта ро * жи * Дельта Аш = 260 * 9,8 * 460 = 11,7 атм. Скачок, который мы видим на насосе ~8.5 атм. Достаточно близко. Скорее всего небольшая погрешность в подсчете лежит в разности плотностей нефти и воды, т.к. нефть частично дегазирована и разница может быть чуть меньше.
Если все еще не верите, то после очередной остановки скважины, запустите скважину сразу после того как увидите этот скачек давления и тестируйте на сепаратор или отбирайте пробы каждые пол часа / 15 минут. Вся жидкость над насосом будет чистая нефть, потом преимущественно вода и спустя несколько часов вы получите предтестовую обводненность.
Спасибо! возьму на заметку)