А можно я за Диму отвечу?

Если есть НКТ с таким внешним деаметром, то струйный сделать - не проблема 

Л.Ю. пишет:

А можно я за Диму отвечу?

Если есть НКТ с таким внешним деаметром, то струйный сделать - не проблема 

Да наверное многое сделать "не проблема",  проблема - цена нестандартного оборудования. Да ещё "нефтяного". О того и вопрос.

Может подскажете конторы, где на заказ "не проблема" сделать?

wendel_kir пишет:

Л.Ю. пишет:

А можно я за Диму отвечу?

Если есть НКТ с таким внешним деаметром, то струйный сделать - не проблема 

Да наверное многое сделать "не проблема",  проблема - цена нестандартного оборудования. Да ещё "нефтяного". О того и вопрос.

Может подскажете конторы, где на заказ "не проблема" сделать?

есть струйники для добычи СН-48. 2-х рядный лифт. ЭК - 3" внутри НКТ - 2". МРП-более 1500 суток. Рприема=20-40 кгс/см2. Контроль за работой - Ндин и КВУ. 

Сам струйник вроде НОВОМЕТ-Пермь изготовляет. Надо у промысловиков узнать, кто производитель. Раз делают для добычи, может и для освоения изготовят.

wendel_kir пишет:

Л.Ю. пишет:

А можно я за Диму отвечу?

Если есть НКТ с таким внешним деаметром, то струйный сделать - не проблема 

Да наверное многое сделать "не проблема",  проблема - цена нестандартного оборудования. Да ещё "нефтяного". О того и вопрос.

Может подскажете конторы, где на заказ "не проблема" сделать?

есть струйники для добычи СН-48. 2-х рядный лифт. ЭК - 3" внутри НКТ - 2". МРП-более 1500 суток. Рприема=20-40 кгс/см2. Контроль за работой - Ндин и КВУ. 

Сам струйник вроде НОВОМЕТ-Пермь изготовляет. Надо у промысловиков узнать, кто производитель. Раз делают для добычи, может и для освоения изготовят.

А если попробовать использовать струйник на устье, депресию при этом создать не ца-320, АН-700

Барон пишет:

А если попробовать использовать струйник на устье, депресию при этом создать не ца-320, АН-700

Простите за банальность: давайте, мухи - отдельно, щи - отдельно.
Мощность агрегата подбирается в зависимости от предполагаемого дебита скважины.
А от расстояния корпуса струйного насоса до кровли работающего интервала перфорации (ИП) зависит время установки постоянного режима отбора: чем ближе к продуктивному пласту стоит насос, тем быстрее будет отобран подпакерный объём жидкости, следовательно, быстрее будет вызван приток из пласта.
Допустим, что скважина изначально малодебитна и, чтобы уж иметь совсем граничные условия, нефть в продуктивном пласте высоковязкая. Насос - у устья. Агрегат - самый мощный.
Одно из основных условий успешной работы струйного насоса - и затруб и НКТ перед началом работы должны быть заполнены жидкостью до устья.
В этом случае одним глотком весь столб жидкости под насосом будет извлечён, создаётся сумасшедшая депрессия, и что дальше делать мощному агрегату? Куда использовать всю его мощь? Гнуть эксплуатационную колонну, разрушать цемент, вытягивать коллектор?
Другое граничное условие. Высокодебитная скважина, вязкость... пусть будет фантастическая, приближающаяся к вязкости воды в пластовых условиях. Тем же одним глотком отбирается жидкость глушения, скважина выходит на фонтан (мы же берём только граничные условия). В этом случае вставка всплывает в лубрикатор. Противофонтанная арматура перекрывается, ставятся штуцера и вся компановка остаётся в скважине до очередного ремонта.
Работа мощного агрегата при работе со струйным насосом - всегда Мечта. Но к этой Мечте всегда привязан пудовый бантик под названием "рентабельность". Поэтому есть номограммы расчета "дебит - сопло -агрегат" и за рамки этой номограммы при выборе агрегата желательно не выходить.
А корпус насоса желательно (оправдано и удобно) ставить как можно ближе к кровле продуктивного пласта.... Ну тут тоже есть нюансы: в зависимости от задачи...

Л.Ю. пишет:

Барон пишет:

А если попробовать использовать струйник на устье, депресию при этом создать не ца-320, АН-700

Простите за банальность: давайте, мухи - отдельно, щи - отдельно.
Мощность агрегата подбирается в зависимости от предполагаемого дебита скважины.
А от расстояния корпуса струйного насоса до кровли работающего интервала перфорации (ИП) зависит время установки постоянного режима отбора: чем ближе к продуктивному пласту стоит насос, тем быстрее будет отобран подпакерный объём жидкости, следовательно, быстрее будет вызван приток из пласта.
Допустим, что скважина изначально малодебитна и, чтобы уж иметь совсем граничные условия, нефть в продуктивном пласте высоковязкая. Насос - у устья. Агрегат - самый мощный.
Одно из основных условий успешной работы струйного насоса - и затруб и НКТ перед началом работы должны быть заполнены жидкостью до устья.
В этом случае одним глотком весь столб жидкости под насосом будет извлечён, создаётся сумасшедшая депрессия, и что дальше делать мощному агрегату? Куда использовать всю его мощь? Гнуть эксплуатационную колонну, разрушать цемент, вытягивать коллектор?
Другое граничное условие. Высокодебитная скважина, вязкость... пусть будет фантастическая, приближающаяся к вязкости воды в пластовых условиях. Тем же одним глотком отбирается жидкость глушения, скважина выходит на фонтан (мы же берём только граничные условия). В этом случае вставка всплывает в лубрикатор. Противофонтанная арматура перекрывается, ставятся штуцера и вся компановка остаётся в скважине до очередного ремонта.
Работа мощного агрегата при работе со струйным насосом - всегда Мечта. Но к этой Мечте всегда привязан пудовый бантик под названием "рентабельность". Поэтому есть номограммы расчета "дебит - сопло -агрегат" и за рамки этой номограммы при выборе агрегата желательно не выходить.
А корпус насоса желательно (оправдано и удобно) ставить как можно ближе к кровле продуктивного пласта.... Ну тут тоже есть нюансы: в зависимости от задачи...

Совершенно верно. Необходимо смотреть условия по каждой скв.но есть нюанс.из практики американская (черт их возьми) установка Соло, Вертикальный Плунжерный насос с электродвигателем , развивал давление на гребенке если память не изменяет 430 атм. самое фиговое было что ен могли долгое время вымыть насос, но потом решили, причем не это было не освоение а стационарная добыча со струйным насосом,сейчас не скажу что за насос был , но точно не наш.

Л.Ю. пишет:

Барон пишет:

А если попробовать использовать струйник на устье, депресию при этом создать не ца-320, АН-700

Простите за банальность: давайте, мухи - отдельно, щи - отдельно.
Мощность агрегата подбирается в зависимости от предполагаемого дебита скважины.
А от расстояния корпуса струйного насоса до кровли работающего интервала перфорации (ИП) зависит время установки постоянного режима отбора: чем ближе к продуктивному пласту стоит насос, тем быстрее будет отобран подпакерный объём жидкости, следовательно, быстрее будет вызван приток из пласта.
Допустим, что скважина изначально малодебитна и, чтобы уж иметь совсем граничные условия, нефть в продуктивном пласте высоковязкая. Насос - у устья. Агрегат - самый мощный.
Одно из основных условий успешной работы струйного насоса - и затруб и НКТ перед началом работы должны быть заполнены жидкостью до устья.
В этом случае одним глотком весь столб жидкости под насосом будет извлечён, создаётся сумасшедшая депрессия, и что дальше делать мощному агрегату? Куда использовать всю его мощь? Гнуть эксплуатационную колонну, разрушать цемент, вытягивать коллектор?
Другое граничное условие. Высокодебитная скважина, вязкость... пусть будет фантастическая, приближающаяся к вязкости воды в пластовых условиях. Тем же одним глотком отбирается жидкость глушения, скважина выходит на фонтан (мы же берём только граничные условия). В этом случае вставка всплывает в лубрикатор. Противофонтанная арматура перекрывается, ставятся штуцера и вся компановка остаётся в скважине до очередного ремонта.
Работа мощного агрегата при работе со струйным насосом - всегда Мечта. Но к этой Мечте всегда привязан пудовый бантик под названием "рентабельность". Поэтому есть номограммы расчета "дебит - сопло -агрегат" и за рамки этой номограммы при выборе агрегата желательно не выходить.
А корпус насоса желательно (оправдано и удобно) ставить как можно ближе к кровле продуктивного пласта.... Ну тут тоже есть нюансы: в зависимости от задачи...

что касается освоения , я бы взял мощный насос,плюс хотя бы в том ,что как правило при освоении начинают отрабатывать с чуть большего гидростатического давления. Да совершенно согласен с тем что , чем ближе Струйник (пылесос) к кровле тем лучше и быстрее. Главное не получить эффект схлопывания (сжимания) кому как угодно пласта

В этом лучшем из миров нет ничего такого, чтобы было или совсем хорошо, или совсем плохо.
Эффект схлопывания (сжимания) в определённых граничных условиях тоже может быть полезным. На этом эффекте основан метод Гидросжатия пласта (ГСП). Пока он ещё совсем-совсем мало применяется. ГСП эффективно на скважинах
1. вскрывших карбонатные коллектора;
2. приток можно вызвать, достигнув давление на забое ниже давления насыщения;
Вот здесь действительно нужны мощные и длительно работающие агрегаты.
Создаю такую депрессию, чтобы из пласта вообще ничего не поступало. Через некоторое время появляется приток. Даю бОльшую нагрузку на агрегате, пока пласт снова не замкнётся. Повторяю несколько раз. Критерием для команды "стоп!" является 12ти часовая бесприточная работа. Оставляю скважину для восстановление давления на несколько дней (недель), пока вставка КВД сама не выскочит из корпуса. Ждать, что она всплывёт, т.е. скважина зафонтанирует, на таком фонде совершенно бесперспективно. Все скважины уже давным-давно забалансовые, из консервации, а то и вовсе когда-то были ликвидированы.
Метод наиболее эффективен в нагнетательных скважинах. Наименьший эффект успешности в добывающих очень высоковязкую нефть. Фифти-фифти - в обводнённых скважинах.
Положительный эффект достигается за счёт увеличения эффективной пористости прискваженной зоны пласта, приближению её к фактической.
Там ещё есть некоторые попутные эффекты, давольно приятные.
Самая первая нагнетательная скважина работает уже 4 года. До этого ГТМ скважины вокруг неё эксплуатировались свабированием: 4 куба через 2-3 дня. Сейчас все переведены на насосную добычу...
Это не реклама. Я сама до сих пор удивляюсь, как это получилось? Вот чисто нефтяные скважины никак не поддаются. А если недельку перед ГТМ попоить их водичкой (они хорошо глотают, самотёком) - эффект есть: хоть на полгода но на границу рентабельности выходят...
Так уж получилось...

Л.Ю. пишет:

В этом лучшем из миров нет ничего такого, чтобы было или совсем хорошо, или совсем плохо.
Эффект схлопывания (сжимания) в определённых граничных условиях тоже может быть полезным. На этом эффекте основан метод Гидросжатия пласта (ГСП). Пока он ещё совсем-совсем мало применяется. ГСП эффективно на скважинах
1. вскрывших карбонатные коллектора;
2. приток можно вызвать, достигнув давление на забое ниже давления насыщения;
Вот здесь действительно нужны мощные и длительно работающие агрегаты.
Создаю такую депрессию, чтобы из пласта вообще ничего не поступало. Через некоторое время появляется приток. Даю бОльшую нагрузку на агрегате, пока пласт снова не замкнётся. Повторяю несколько раз. Критерием для команды "стоп!" является 12ти часовая бесприточная работа. Оставляю скважину для восстановление давления на несколько дней (недель), пока вставка КВД сама не выскочит из корпуса. Ждать, что она всплывёт, т.е. скважина зафонтанирует, на таком фонде совершенно бесперспективно. Все скважины уже давным-давно забалансовые, из консервации, а то и вовсе когда-то были ликвидированы.
Метод наиболее эффективен в нагнетательных скважинах. Наименьший эффект успешности в добывающих очень высоковязкую нефть. Фифти-фифти - в обводнённых скважинах.
Положительный эффект достигается за счёт увеличения эффективной пористости прискваженной зоны пласта, приближению её к фактической.
Там ещё есть некоторые попутные эффекты, давольно приятные.
Самая первая нагнетательная скважина работает уже 4 года. До этого ГТМ скважины вокруг неё эксплуатировались свабированием: 4 куба через 2-3 дня. Сейчас все переведены на насосную добычу...
Это не реклама. Я сама до сих пор удивляюсь, как это получилось? Вот чисто нефтяные скважины никак не поддаются. А если недельку перед ГТМ попоить их водичкой (они хорошо глотают, самотёком) - эффект есть: хоть на полгода но на границу рентабельности выходят...
Так уж получилось...

Да совершенно согласен с вами, а эффект можно описать , следующим образом,:При снижении дебита скв.происходит кальматация зоны охвата,это хорошо просматривается на фонде скв. с вязкими высоко парафинистыми нефтями,для увеличения МРП, мы применяли такую методу, скв,работали после ремонта и ВНР порядка месяца,это при чем мех фонд.,контроль уделяли именно по Q ,как только доходил до предельных, скважину промывали (простой долив) долив ПТВ причем порядка 5 куб.в обязательном порядке на пласт,одним минусом было то что после приходилось скв переводить в довывод (контроль) Общий МРП по таким скв ,превышал от1-3 лет. Хотя некоторые предлагали КЭС,были и такие , главное подход, мы все разные, они тоже. А эффект схлопывания я не сторонник его по ряду причин, 1) возможно достижения эффекта когда пласт сожмется, нарушится структура,следовательно ГТМ на сл месяц,плюс по шапке получишь 100%, 2)Опять же это КЭС при любом ГНО, 3)ЭТО ЗАТРАТНО-при чем здорово.нет той отдачи,а обслуживание трудоемко. Сами должны понимать что ГРП,не дешовая штукенция. Даже если иметь свой флот. При работе струйником мы вообще использовали воду с системы ППД,при чем скупо дешево,и провести контроль куда проще ,(-)СВУ при закачке,АГЗУ-при расчете фактического отбора.Одним минусом было,что уделялся не достаточный контроль, плохо на (от) уделялся контроль,да и пакерное оборудование оставляло желать лучшего. Впоследствии эти скважины были почти 100% аварийными,вставки не могли ни вымыть ни поднять канатными подъемниками.с Пакерами хоть плачь, большая часть присыпана, прихваты , на 98% подъем НКТ с частымы выбросами.Слава богу ни кого не убило.

СИАМ, Югра-Сервис, Когалымнефтегеофизика... Это те, кого я знаю

Освоение Бажена струйником. Манометр на ВДП (~2400м), пакер и струйник выше на 40 м. За 3 часа давление снизили с 250 до 15 ат. По данным освоения приток 0 . Закрыли на КВД - рост давления с 15 до 222 ат за 15 часов. Затем снова освоение. При остановке на КВД отмечается снижение температуры со 111 до 109 градусов. С чем связано падение температруры? И что у нас под пакером - жидкость, газ?

При КВД температура всегда снижается: адиабатический процесс. Во время послепритока - рост, дальше постепенное снижение.

Что под пакером сказать не могу, а вот то, что у вас система негерметична (КВД сломалась) - это точно.

Л.Ю. пишет:

....... Метод наиболее эффективен в нагнетательных скважинах. Наименьший эффект успешности в добывающих очень высоковязкую нефть. Фифти-фифти - в обводнённых скважинах. Положительный эффект достигается за счёт увеличения эффективной пористости прискваженной зоны пласта, приближению её к фактической. Там ещё есть некоторые попутные эффекты, давольно приятные. Самая первая нагнетательная скважина работает уже 4 года. До этого ГТМ скважины вокруг неё эксплуатировались свабированием: 4 куба через 2-3 дня. Сейчас все переведены на насосную добычу... Это не реклама. Я сама до сих пор удивляюсь, как это получилось? Вот чисто нефтяные скважины никак не поддаются. А если недельку перед ГТМ попоить их водичкой (они хорошо глотают, самотёком) - эффект есть: хоть на полгода но на границу рентабельности выходят... Так уж получилось...

Здравствуйте. Прочитал принцип действия вашего метода (сообщение от 23.03.2013). Как вы правильно отметили при определенных условиях (дамаю нельзя применять на любых пластах), при так называемом сжатии пласта происходит увеличение открытой пористости за счет образования сети трещин и думаю частичного разрушения скелета продуктивного пласта. Эффект в нагнетательных скважинах понятен. А как вы думаете, из-за чего не происходит увеличения притока в нефтяных скважинах?

На мой взгляд, и об этом сказано в литературе, при понижении давления в ПЗП может происходить так называемый эффект Жамена, при котором газ высвободившийся из нефти блокирует капилярные каналы. А при низкой температуре пластов, например Восточная Сибирь, может происходить выпадение в ПЗП АСПО, что приводит к дополнительному   блокированию капиляров. Разделяете ли Вы данную точку зрения?

welltester пишет:

По западной сибири какие сервисники предлагают услуги по осовению скважин СН?

 

к нам как то ВКТБ+ приезжали. может работают с данными сборками 

welltester пишет:

Господа, существуют ли компоновки струйного насоса в составе подземного оборудования флота ГРП? Так сказать: освоил, получил параметры, провел ГРП или ГРП потом освоил, и все без дополнительного СПО.

Была идея, кто то даже взял в разработку. Всё убивается потоком пропанта.