12 ч.
Добрый день, коллеги! Помогите разобраться. Я не очень сильна в ГДИС, но сейчас необходимо составить план работ для нескольких скважин. Конструкция в продуктивном интервале такая: экс.колонна и НКТ, между ними ингибитор, сверху пакер. Сейчас у них растет давление между НКТ и экс колонной, при этом снизился дебит газа. Необходимо установить причину. Пока из методов на ум приходит Термометрия, Шумометрия, дефектомер-толщиномер. Вопрос, какие еще можно провести работы? Покажет ли что-нибудь профиль притока? Какие еще причины роста давления могут быть кроме деффекта экс. колонн и негерметичности пакера. Могли ли забиться отверстия в НКТ? В общем буду признателтна за любые ваши советы.
Опубликовано
17 Окт 2024
Активность
5
ответов
52
просмотра
3
участника
0
Рейтинг
Добрый вечер!
В затрубном пространстве давление растет?а как определили? на устье? Если так то можно остановить скважину на КВД, если давление будет расти на устье, то это негермет пакера.
Остановить можно. Я думаю они уже делали КВД, но завтра уточню. У нас геофизическая контора. От нас ждут, чтобы мы своими методами определили где пропускает.
Негерметичность НКТ, либо пакера. Дебит газа падает, потому что раствор из затруба глушит скважину. Определить можно по МИД( магнитно-импульсная дефектоскопия), либо косвено отбить уровень эхолотом в затрубе. Если изначально уровень по правилам до устья залит был, то по динамике опредеить снижение, уровень ниже дырки в НКТ не упадет. Проверить пакер теоретический можно, установив пробку в нипель если в компановке ВСО он есть. Стравить давление с НКТ и мониторить давление в затрубном пространстве. Если давление вырарилось и не упало, то это пакер. Если же пакер не деражит, то тут только замена колонны НКТ с пакером.
Немного не поняла, какой раствор из затруба глушит скважину? В затрубе между НКТ и экс.колонной ингибиторная жидкость. Уровень чего надо определять?
В затрубном пространстве ИНГИБИТОРНЫЙ РАСТВОР, а не ингибиторная жидкость, как вы ее называете. Как правило раствор с опеределеной концентрацией ингибитора коррозии раствореный в газовом конденсате, либо в диз. топлеве.
2. Давление растет в затрубном простарстве ( так как правило называют простраство между НКТ и экслуатационной колонной) растет потому что, имеется негерметичность либо по телу НКТ, либо в уплотнениях пакера.
3. Дебит газа падает, по причине того, что раствор ингибитора коррозии расположеный в затрубном прострастве скважины, через негерметичность стекает на забой скважины. Причем стекает он под давлением равным давлению гидростолба этого раствора т.е если скважина глубиной 2000м то в месте негерметичности давления создается ориентировочно 200бар.
4) Определить уровень ингибиторного раствора в затрубном прострастве скважины. Снижение уровня буде говорить о негерметичности затрубного пространства.