А при чем тут компоновка-то? Это ты у флюида и пласта спроси, почему давление не восстанавливается. Может ГРП на скважине делали? Он тоже даст искажение притока.

meetrich пишет:

Спустили в скважину вот такую компановку:
заглушка + АЦМ в контейнере + сбивной клапан + 1 шт. НКТ + ПАКЕР + 1 шт. НКТ + АЦМ в контейнере + колонна промеренных и опрессованных НКТ, т.е. закрыли на забое для быстрого восстановления давления.
И что вы думаете, прошел месяц и она не хрена не восстановилась до радиального.
Объясните кто че думает, плиз

А что за месторождение? Карбонаты?
Компрновка тут точно не причем, она вам помогла ранний режим посмотреть. А дальше уже все от пласта и флюида зависит.
Вобще надо данные смотреть. мб у вас компоновка травит давление по чуть чуть?

meetrich пишет:

Спустили в скважину вот такую компановку:
заглушка + АЦМ в контейнере + сбивной клапан + 1 шт. НКТ + ПАКЕР + 1 шт. НКТ + АЦМ в контейнере + колонна промеренных и опрессованных НКТ, т.е. закрыли на забое для быстрого восстановления давления.
И что вы думаете, прошел месяц и она не хрена не восстановилась до радиального.
Объясните кто че думает, плиз

Размести КВД хотя бы в полулогарифмическом масштабе может смогу чем-нибудь помочь

meetrich пишет:

kochichiro
вот...

Очень большой скин, радиальный приток не достигнут. Скорее всего пласт очень сильно закольматирован. Если не секрет какой был дебит и забойное при нем? Рекомендую сделать интенсивную кислотку, пласт должен быть хороший если так сильно глотнул.
Опять же если есть желание - закинь всю историю давлений (разрешение только сделай по-больше), а я сравню ее с диагностическими DST chart'ами.

meetrich пишет:

Q = 6 м3/сут при забойном 5 атм.
Всмысле пласт глотнул?

не понял , принтскрин штоли?

Вот ты сам и ответил на свой вопрос у тебя забойное 5 при пластовом где-то около 89, если не ошибаюсь (на билоге ни хрена не видно чисел). Это однозначно очень большой скин-фактор на коллекторе с низкой проницаемостью поровой матрицы (1-10 мД). Глотнул в смысле: большая глубина проникновения фильтрата бурового раствора. Потери депрессии на такой скин-фактор у тебя будут составлять около 99%. Поскольку это карбонат все трещины и каверны, прилегающие к стволу скважины загажены буровым раствором. Если не веришь мне спрашивай у своих геофизиков глубину промытой зоны.
Я имею ввиду график давлений записанных манометром с начала операции и до ее окончания сделай картинку, с ее помощью а также с помощью типовых графиков пластоиспытателя можно определить: есть ли у тебя проницаемость, закальматирован ли был пласт (zone plugged) и были ли какие-нибудь неисправности в компановке колонны.

meetrich пишет:

kochichiro

Мы исследовали таким способом около 15 (карбонатных) скважин с приличной накопленной добычей для этих участков, и все они полностью не восстановлены (получается бурилы заср...ли ), но эти скважины работают около 10 лет на которых проводились не один раз ГТМы....
Из-за долгого перераспределения давления, были также мысли про межпластовые перетоки........?

За все я не отвечаю , но эта - точно не гидроразрыв, форма ее именно не восстановившаяся. А такой здоровый горб на производной указывает именно на скин-фактор, есть у меня точно такой же пример для газовой в плохопроницаемом песчаннике. Завтра по-пробую порыть-поискать

meetrich пишет:

ладно, ждемс

Собственно пример недовосстановившейся КВД - , а вот пример КВД на трещине гидроразрыва после СКО - . Как видно разница на лицо.
Ты упомянул, что скважины длительно работают - в этом случае большой скин и коэффициент влияния ствола скважины (послеприток) может быть вызван уймой факторов, связанных с процессами происходящими в пласте в общем и ПЗП в частности при эксплуатации скважины.Gas_well___radial_not_reached.pdf

to meetrich
Прошу прощения, что вмешиваюсь, просто любопытно узнать,
желаемая Вами информация (набор очень точных и детальных параметров обработки КВД) в данном конктретном случае стоит-ли
тех $?
Хорошую информацию получить трудно, а сделать с ней что-нибудь стоящее еще сложнее
Я не гидродинамик, а руководитель (то биш менеджер) геологической службы нефтедобывающего предприятия.
Как менеджер, я бы рекомендовал предложить иные методы получения информации. А в первую очередь провести
мероприятия по интенсификации притока. Не зацикливайтесь на СКО, эксперементируйте.

meetrich пишет:

kochichiro

Мы исследовали таким способом около 15 (карбонатных) скважин с приличной накопленной добычей для этих участков, и все они полностью не восстановлены (получается бурилы заср...ли ), но эти скважины работают около 10 лет на которых проводились не один раз ГТМы....
Из-за долгого перераспределения давления, были также мысли про межпластовые перетоки........?

Ну почему сразу бурилы......ГТМ ы какие были?, и бьюсь об заклад при ГТМ-ах все время скважину глушили....... вот тебе и большой скин......

meetrich пишет:

Спасибо канечно за совет, но как экспериментировать пока не знаю, может что предложите.....дело в том что эксперименты тут ограничены потому что мощность пласта не велика и рядом водоносные пласты + колектор карбонатный и очень евый

если нефть тяжелая, то возможно осаждение смоло-асфалтеновой гадости в ПЗ - тут кислота не поможет, а только усугубит выпадение АСО.
Нужно подбирать реагент, растворяющий эти осадки, и регулярно обрабатывать

meetrich пишет:

Да тяжелая: вязкость 43.4 мПа*с, плотность в пл.усл.0.897 г/см3, парафин 4.2%.
А есть опыт по подбору реагента и количеству его закачки?

А сколько смол-асфальтенов?

опыт есть, но скажу, что правильную химию подобрать не просто. Нет пока универсального решения, как бы этого ни хотелось.
Надо с авторами химикалий общаться - основные композиции готовят по "рецептам" из СНПХ и ИОФХ (Казань), РГУ (Москва), Институт химии нефти (Томск).
Основная засада в количестве и составе АСП фракции.

Странная нефть... Первый раз вижу столько смол, тем более асфальтенов. Это где такая примерно находится?

meetrich пишет:

Много или мало?
В Удмуртии. Башкирский ярус (C2b), данные по свойствам взяты с тех.схемы разработки.

Много. По Западной-Сибири смол в среднем 5-6 %, мах.11-12%. Асфальтенов 0,3-3 %, мах. 7-8%

HDS пишет:

Много. По Западной-Сибири смол в среднем 5-6 %, мах.11-12%. Асфальтенов 0,3-3 %, мах. 7-8%

Обычная для карбона центральной и северной части Волго-Урала нефть, бывает и хуже.
Ужас, но не "ужас-ужас" (с)

Решил я тут по-флудить насчет интенсификации притока в таких залежах . Слышал америкосы делают гидроразрыв на таких скважинах, потом вешают забойный нагреватель под ШГН и качают. Причем используют такой проппант, чтобы он сам был термопроводящим, то бишь трещина пласт греет.

meetrich пишет:

Нашему действующему фонду скважин это не грозит, я думаю дебиты не те....

Дебиты здесь ни при чем. У ваших соседей - Татарстан, Башкирия дебиты такие же. Но они на скважинах постоянно всякие ГТМ творят. Дело здесь в цене на нефть и налоговой базе. А вот здесь я не знаю, на сколько вы отличаетесь от соседей, так как у них льготные условия по налогообложению.
To kochichiro
Прогрев призабойки - то еще занятие. Лучше уж химией, да и ППД поиграться.

Alexey S пишет:

А вот здесь я не знаю, на сколько вы отличаетесь от соседей, так как у них льготные условия по налогообложению.

налоги сейчас везде одни и те же, " приведены в соответствие". Но нефть с вязкостью больше 200 освобождена от НДПИ по федеральным правилам.

meetrich пишет:

Может и так, тебе видимо видней.
А всякие ГТМы - это какие, говори раз заикнулся, мож и мы попробуем , ато может мы от них или они от нас не далеко ушли

Да нет, мне не видней. Просто пообщаться охота .
По теме.
Постоянные соляно-кислотные обработки, плюс кислотные ГРП. Ну и в качестве деликатеса - внутрипластовое горение .

Alexey S пишет:

Ваша правда. Но есть нюансы. Татария, в следствии того, что у них высокосернистая и парафинистая нефть и месторождения с трудноизвлекаемыми и истощенными запасами. Ключевое слово здесь - трудноизвлекаемая . Выбила себе льготы из федерального центра на НДПИ. Льготы, насколько я помню, действуют до сих пор. Башкирия, вроде сделала себе тоже самое, так как условия такие же. Деталей не помню, но вот как-то так. Льготы были выбиты давно.

Льготы действуют с недавних пор. В 2007 года введены нормы рассчета НДПИ, допускающие льготы для высоковязких ( >200 в пласте) нефтей ("трудноизвлекаемых" sic!), выработанных более чем на 80% и только что открытых месторождений.
Правила едины - на каждый объект, дающий "исключтельную" нефть, необходим свой узел учета. Каких либо преференций у Татнефти или Башефти перед другими "....нефтями" нет (территориально привилегии, кроме "новых месторождений" не выделены), теперь плодами их трудов могут пользоваться все

П.С. хорошо мы от "Закрытие скважины на забое с гл.манометром" отклонились

meetrich пишет:

Спустили в скважину вот такую компановку:
заглушка + АЦМ в контейнере + сбивной клапан + 1 шт. НКТ + ПАКЕР + 1 шт. НКТ + АЦМ в контейнере + колонна промеренных и опрессованных НКТ, т.е. закрыли на забое для быстрого восстановления давления.
И что вы думаете, прошел месяц и она не хрена не восстановилась до радиального.
Объясните кто че думает, плиз

а можно посмотреть схему компановки?

meetrich пишет:

Спустили в скважину вот такую компановку:
заглушка + АЦМ в контейнере + сбивной клапан + 1 шт. НКТ + ПАКЕР + 1 шт. НКТ + АЦМ в контейнере + колонна промеренных и опрессованных НКТ, т.е. закрыли на забое для быстрого восстановления давления.
И что вы думаете, прошел месяц и она не хрена не восстановилась до радиального.
Объясните кто че думает, плиз

При таких дебитах лучше восполнить потери в добыче какой-нить "дойной" скважиной, а эту держать до упора, если конечно нужны результаты.
Да, не завидую с такими-то забойными - времени надо ух! Мы на какой-то более пол-года держали - только-только в лог-плоте конечный прямолинейный участок стал проявляться, а в билоге РФП так и нет.

Коллеги, посоветуйте пожалуйста наиболее дешевый и надежный способ проведения КВД с закрытием на забое (а именно закрывающее устройтсво) в фонтанной скважине с НКТ. Есть варианты, позволяющие после КВД провети ПГИ без извлечения НКТ? 

ilu6ka1534 пишет:

Коллеги, посоветуйте пожалуйста наиболее дешевый и надежный способ проведения КВД с закрытием на забое (а именно закрывающее устройтсво) в фонтанной скважине с НКТ. Есть варианты, позволяющие после КВД провети ПГИ без извлечения НКТ? 

Автономное закрывающее устройство на скребковой проволоке.

kochichiro пишет:

ilu6ka1534 пишет:

Коллеги, посоветуйте пожалуйста наиболее дешевый и надежный способ проведения КВД с закрытием на забое (а именно закрывающее устройтсво) в фонтанной скважине с НКТ. Есть варианты, позволяющие после КВД провети ПГИ без извлечения НКТ? 

Автономное закрывающее устройство на скребковой проволоке.

Есть у меня, парни, опасения, что у клиента нет пакера.

to welltester пробоотборник не получится, в нем специально подпор создается, чтобы проба была под давлением.
to Krichevsky тогда задница, придется гонять нкт.

Выкладываю презентацию технологии Закрытие на забоепри проведении ГРД, в т.ч. под насосом.