Апр 10
Коллеги, хотелось бы услышать ваше мнение об этом СУПЕР МЕГА ПРИБОРЕ, который разве что кофе не заваривает на забое.. кто то может поделиться отчетом Шлюмов по данному вопросу, какие выходные данные ( и качественны ли они?)? естественно я не прошу названия месторождений и номера скважин.... больше интересуют графики, таблички, что получается в результате интерпретации.. Ну и может практическую сторону вопроса.. до каких углов эта компоновка работает.. может там еще какие ограничения есть.. Повторюсь, мне нужен реальный отчет с месторождения, а не их буклеты и рекламки.
Опубликовано
19 Апр 2010
Активность
45
ответов
10732
просмотра
13
участников
0
Рейтинг
Была уже ветка в который обсуждались вопросы связанные с MDT. Штука хорошая, но всему свое место и цена. В offshore используем постоянно. По углам такие же ограничения как и по обычной геофизике. Если только скважина в плохом состоянии то могут быть проблемы когда резиновый уплотнитель будет плохо работать.
По выходу можем иметь:
- замер давлений поточечно + значение проводимости md/cp
- отбор глубинных проб поточечно, процент примисей в пробе
- определение GOR флюида, плотности, еще чего-то там
- опредление оптической плотности
Тоже могу сказать, что штука неплохая, но денег нормальных стоит, что мне понравилось это мини-квд по которой можно оценить параметры пласта, если денги позволяют и есть возможность провести на большом количестве скважин, то можно очень хорошо разобраться в месторождении или, например, понять что такое скин-фактор, оценить как перфорация снижает продуктивность скважи. Вообщем если деньги совсем девать некуда то можно сделать.
блин тут поиск на сайте коряво сделан.. я уже про это в каждой ветке написал
а если скважина горизонтальная? угол 70 градусов в районе пласта.. будет ли это все работать?
Хотели попробовать последний раз, но по тех. причинам не получилось. Тут есть 2 метода: определять проводимость при отборе давлений - эти данные обычно мало полезны, ну только если совсем низкая проницаемость или высокая то можно определить плюс-минус 2 порядка
Сообщили что будем писать XPT.. а это что за фигня такая? чем от MDT отличается? ну дешевле это точно.. Что мы получаем от этого метода?
ХРТ это бюджетный аналог МДТ. и по габаритам он поменьше.
Можно и у бейкеров спросить по-чем стоят их исследования (у них база в Ноябрьске).
ТО что скважина с большим наклоном это не беда. Шлюм погонит на трубе (называется по ихнему TLC). только по времени конечно будет подольше чем просто на кабеле и есть вероятность кабель перебить трубой.
ХРТ - это не бюджетная версия MDT. Это прибор, оптимизированный и предназначенный только для измерения давления с помощью прижимного зонда (точечные замеры).
MDT - модульный прибор для более широкого спектра задач, компоновка может менятся в зависимости от программы исследования.
спасибо. все понятно
Метод измерения пластового давления существует уже лет 50. Поэтоу, отличия его у разных сервис провайдеров минимальные. Естественно, любая из сервисных компаний будет стараться показать, что ее "уникальный отсасыватель" может сделать то, что другие не могут, но в реальности, если речь идет только о давлении - разницы мало (в самой технологии, по крайней мере).
XPT - более гибкий прибор для измерения давления, чем MDT и в опытных руках может играть как скипка Страдивари (даже такое примитивное действие, как pretest может быть сделано поразному), но проблема в том, что опытных рук практически нет и часто, эта гибкость нафиг никому ненужна. Изначально, прибор был создан как альтернатива RFT - дешевый прибор, только для давления, не требующий дополнительного персонала, легко комбинируемый, более надежный, чтобы убрать геморой с огромными ценами MDT, его ремонтоемкостью и т. п. Когда прибор появился - кто-то умный сказал: "Ок, у нас прибор который можно легко комбинировать с другими и который меньше ломается и меньше застревает, более эфективен, поэтому, он потенциально снижает затраты на время буровой. Так что, давайте отрежем кусочек этого времени и сделаем его более дорогим, чем MDT в базовой конфигурации". Потом, появился еще один аргумент: XPT убивает возможность продать дополнительные сервисы, предоставляемые MDT, так что цены на него SLB старается держать высокими.
Тот факт, что вам продают XPT дешевле - несколько странен, но может быть объяснен с других точек зрения.
В целом, финальные отчеты от них всех отличаются мало: основное - таблица MD, TVD, TVDSS, давление пласта, мобильность флюида плюс, некоторое количество дополнительной информации, такое как гидростатическое давление в скважине перед и после теста, объем теста (примите во внимание, что это, скорее всего, фильтрат с вязкостью 0.5 cp - можно прикинуть проницаемость), "скорость отсасывания" и т. п. Все это сопровождается комментариями либо инженера (полевой отчет), либо интерпретатора (отчет DCS), которые очень зависят от человеческого фактора. Также обычно прилагаются диаграммы давления от времени для каждого теста и диаграмма распределения давления по глубине с идеями о градиентах, если возможно. Некоторые умники любят включать в отчет анализ flow regimes для претестов и определять соответствующие приницаемости - даже не буду ничего тут коментировать.
Основная неопределенность при анализе данных - неточность при определении TVD (превышает неопределенность, связанную с сенсорами), как следствие - сравнение данных между скважинами может быть непростым. Если речь идет о давлении только для history matching - можно сэкономить денег на использовании более примитивных сенсоров.
А вообщем, самый оптимальный отчет по измерению давления - Экселевская табличка :-)
Никто не упомянул о такой немаловажной фишечке MDT, как глубинный анализ пластовой жидкости (DFA), когда прибором ставновяться на точку и прокачивают до тех пор, пока не пойдет пластовый флюид, а не фильтрат. Очень полезно, когда пробы отбирать не хочется, а знать, чем насыщен интервал уж очень нужно. Да и для получения качественной пробы это тоже полезно.
Железяки эти дают следующее:
- газонефтяной фактор,
- композиционный состав,
- регистрация свободного газа,
- регистрация пузырьков конденста,
- загрязненность отбираемой жидкости,
- определение коэф. pH.
Целесообразность данных исследований естественно зависит от ценовой категории скважины... в Нигерии на платформе без них никуда, а где-нибудь в Зап.Сибири они нафиг никому не нужны, итак все нормально добывается, как и 50 лет назад, какие еще новые технологии? мы этого не учили)))
Очень заитересовало.
Кто нибудь знает при много-пластовой разработки месторождения возможно ли ХПТ использовать?
То есть будут ли надежными замеры давления.
Я предпалагаю из за разницы в далвении в некоторых объектах разработки будут перетоки что будет искажать всю картину.
Наверное правильнее использовать аналог МДТ в таких случаях с пакерами.
Но все таки же есть надежда что корка удерживает разницу в давлении и предотвращает перетоки.
Кто нибдуь владеет информацией как дешево по нескольким объектам по точечно измерить давление?
От себя добавлю.
Компания Везерфорд за последнии 3 года провела на месторождениях ТНК-ВР, на Самотлорском, Каменном месторождениях более 70 операций по поточечному измерению давлений своим прибором MFT, в среднем по 25-30 точечных замеров за операцию. Ни одной аварии или каких либо скважинных осложнений при проведении ГИС. Прибор MFT имеет одно безусловное преимущество перед RFT и XPT - это габариты - диаметр прибора всего 61 мм, что позволяет проводить операции в скважинах со сложным профилем, перекрывая сложные места воронкой, и проводя исследования через любой буровой инструмент (чаще всего внутренний диаметр которого 89 мм). Например скважины на самотлоре с большими отходами имею так называемое колено, где часто зарезается геофизический кабель, выполнение работ через воронку позволяло производить ислледования при углах до 46 градусов. Среднее время проведения операуии при двнном количестве точек - 15 часов.
Задачи решались разнообразные , в том числе и в многопластовых скважиных, это уточнение внк, по изменению градиентов давлений, это определение градиетнов давлений в новых скважинах и в условиях поздней эксплуатации месторождений, проницаемость, ну так далее.
Отработанная технология для задач измерения давлений, как по одному так и по нескольким объектам исследований. Ну и как и какую пользу получат разработчики из этих данных - это уже маститость разработчика роль играет, кто то выполняет для галочки и положи т на полку, кто то пытаеться модели и параметры разработки корректировать.
И еще, башмак прижимной во всех случаях, поэтому необходимости использования изолирующих пакеров нету, к слову в MDT два пакера тоже для других целей.
Миха, благодарен за коммент, но вопрос все же остается открытым.
Как дешево по точечно измерить давление в много паластовых месторождениях без применения пакеров и спец причиндалов?
На данный момент предвидется только один ответ, использовать LWD, но никто не предоставляет таких возможностей для вертикальных скважин без MWD.
Наверное надо предложить какой нибудь сервисной компании сделать это и защитить дисертацию
Если корка будет нормальной, т.е. во время исследований не будет поглощений, как это по-хорошему и должно быть, если не ТаджикСервис на коровьих какашках бурил, то замеры будут достоверными.
Также в случае низкой проницаемости (<5-10мД) появляются дополнительные проблемы...
Необходимо учесть, что точность построенных градиентов очень сильно зависит от количества замеров, мощности объектов и насыщающего флюида. Для примера, какой градиент вы надеетесь получить в 0,5 м пласте, насыщенном газом, да по еще и 2-м точкам (с условием, что это гидродинамически связанный объект)
А вообще, выбор типа исследований очень сильно зависит от целей и задач, которые необходимо решить с их помощью! Так как, ProMan, я нигде не увидел, зачем вам это вообще))) Потому что сначала выясняется, что хотят получить от исследований, а потом обсуждают возможные варианты...
Но так дела обстоят в нормальной стране, а наша-то волшебная... У нас один дурак продаст, другой - купит, а потом начинают разбираться...
а тут перетоки... т.е. получается что гидростатика в открытом стволе ниже пластового давления в одном\нескольких объектах разработки.. на депрессии бурите и заканчиваете?
Ну скажем не та проницаемость что вы получаете в открытом стволе при комплексе ГИС, назовем это подвижностью флюида в прискважинной зоне при определенных условиях. Может неудачно сформулировал?
А мульен-полтора за скважину это дорого? Без пакеров. Из причиндалов только спецприбор.
Когда все это замеряешь в одном стволе то получается "каша", примерно то же самое что твориться с ГДИС в многопластовых месторождениях в скважинах с откыртым стволом.
"на депрессии бурите и заканчиваете?"
Нет бурение как у всех нормальных людей.
Для измерения давлений приборами типа MDT/RFT или GeoTap/Stetoscope (при бурении) никаких пакеров не требуется. Прибор снабжен уплотнительным кольцом которое прижимается к стенке скважины что позволяет получить точечный замер пластового давления. Можете мерить давление хоть через каждые 0.1 метра если есть желание.
И в чем шутка ?
Ты просто не совсем понимаешь как это делается.
Напишем так, в каждой точке скважины прибор так называемым падом, ну или лапой, или башмаком, как угодно, в раскоряку с упором на противоположную стенку прилепляется к стенке скважины, потом в этой точке содается репрессия в 1 атм именно в этой точке и если угодно изолирована от гидростатики именно этим башмаком, и неважно какое пластовое давление, из за этой репресии приток, потом закрывается и регистрируется квд, и неважно сколько у тебя пластов и мерь ты хоть сверхудонизу эти точки хоть стописят штук.
Поэтому в твоем случае MFT\RFT\XPT как раз и нужно.
И эта...ты правильно понимаешь что мы тут речь ведем об измерении давлений в открытом стволе? Скважина у тебя как бы задавлена, и перетоков нет.
Если точки "стоят" близко, то после 3-7 замеров (зависит от проницаемости/времени замера) прибор надо подвигать вверх-вниз и посмотреть на натяг кабеля (прихват)
На практике (Малазия/Китай) отбор проб только после замера давлений. На первой скважине из 40 с лишнем замеров и 6 образцов "сработали" соответственно 37 и 6 (условия: давление - гидростатика наклон не более 8 град)
LWD по инфе партнетов менее надежен, но для наклонно-направленных стволов единственный вариант
LWD ... для наклонно-направленных стволов единственный вариант
почему так пессимистично?
To ProMan,
чего ты добиваешься услышать ? У других людей работает, будет ли работать конкретно на ваших условиях никто не скажет, тут практический тест только поможет.
Скажу за мексиканский залив: overbalance 70-240 атмосфер, если проницаемости >50 mD проблем вообще нет, если меньше то бывает небольшой разброс. Для пластов со средней проницаемостью 12 мД это тем не менее не мешало провести надежный градиент. Буровой раствор синтетика: в водоносных зонах работает лучше, в нефтяных хуже. Опять же используя прибор на кабеле можно увеличить объем отбираемого флюида. Если совсем маленькие проницаемости то и мини-DST не поможет - придется долго ждать восстановление давления.
"Если бы моя воля я вообще бы делал мини ДСТ, сделать клин-ап а потом замерять и отбирать и за одно проницаемость со скином замерить."
А зачем тебе скин после бурения.
Все эти пластоиспытатели делают точечные замеры, DST оценивает весь интервал вкупе, miniDST это что-то среднее между этими двумя методами. Опять-таки повторюсь, все эти методы дают немного разные ответы, исходить надо из того, что вы хотите получить! Если нужен только скин, сделайте welltest и успокойтесь
зачем лезть во все эти дебри?...
Про перетоки... После того, как скважину задавили, не будет никаких перетоков, потому что на то он и буровой раствор, чтобы исключить такие проблемы. И PIPESIM не лучший инструмент, чтобы это оценить...
Вообщем вся эта бодяга была ради нахождения простого, дешевого, быстрого метода измерить пластовое давление.
Проман,
если вам нужно дешево (относительно) померить давление то можно обратиться к бейкеру. есть у них прибор FMT, к примеру его они гоняли в бузулуке.
если уж очень дешево - то как вариант российский АГИП, точно знаю что он был в Когалыме.однако АГИП сработать может 50 на 50, есть там пара конструктивных недостатков, корку толстую может не пробить.
И все же желательно приборы гнать на буровой трубе, работать через "мокрый" контакт.
а вариант испытания на трубах не рассматривали? два пакера + якорь. тут главное площадки под якорь хорошую найти.
Не скажу вам за приборы Бейкера, но цена на XPT в России довольно приемлимые, если, конечно, не нужно тащить все эти железяки на вертолете на край земли. Если делать на кабели, то работа проводится очень быстро, порядка 20 минут на точке. Если условия не позволяют (опасность прихвата, большой угол или просто боятся), то делают на трубах (TLC), это уже долгая операция. Прибор простой, обычно комбинируется с приборами ГИС для открытого ствола: PEX-CMR-XPT для примера в одном спуске...
Я видел результаты работ, где давление замерялось в разных резервуарах в одном стволе и получались приемливые локальные градиенты, позволяющие определить насыщение и неоднородности, особенно, если анализировать их по методотике "Excess Pressure " можно получить интересные результаты (локальные неоднородности, гидродинамические барьеры и т.д.).
Согласен, результаты достоверности замеров будут зависит от проницаемости коллектора, как долго скважина простояла после бурения и как ее бурили.
в противном случае это как на кофейной гуще гадать... Конечно, если вы скажите, что у вас там с уверенностью в 100%, то и ответ получите с такой же вероятностью.
Но пока не попробуешь, не узнаешь!
в многопластовых системах еще как используются
если резервуары хотя бы несколько метров по мощности и проницаемость\скважинные условия позволяют получить достоверные замеры давления - да хоть в каждом резервуаре градиенты "ловите"..
Ребята не владеете инфой как откачка флюида происходит,и какой насос стоит в MDT? Принцип работы.
Откачивать можно двумя способами:
1) через прижимной зонд, когда прибор с одной стороны упирается в стенку скважины ножками, а с другой выезжает пакер с фильтром (по типу присоски), который пробивает корку (модули MRPS/MRPQ).
2) через межпакерное пространство, когда интервал откачки (1-3 м) изолируеться 2-мя надувными пакерами (модуль MRPA).
Сам насос MRPO - это отдельный модуль, который можно использовать для различных операций: прокачка вверх или вниз через всю гидравлиескую систему, а также из пласта или в пласт, в струне таких модулей может быть несколько.
Там довольно-таки сложная схема работы, без картинок не разберешься, но если вкратце, то гидравлический насос попеременно подает давление с 2-х сторон плунжера, который в свою очередь работает на 2 камеры: в одну жидкость всасывается, а из другой нагнетается в то же самое время и потом наоборот. Направление потоков регулируется с помощью системы обратных клапанов.
Хотелось бы обратиться ко всем с этим вопросом: чем хуже ИПТ с двумя пакерами, в сравнении с приборами типа MDT (без пакеров)? Если нужно только Рпл по пластам.
И с пакерами, и без это все тот же прибор MDT, просто используются разные модули для осуществления связи с пластом. Работа с пакерами это уже специальная операция, применять которую нужно лишь при необходимости:
-Низкопроницаемые коллектора
-Трещиноватые / Кавернозные коллектора
-Рыхлые / Слабо сцеменитированные коллектора
-В скважинах с проявлением эффекта “суперчарджинга”
также они необходимо для специальных исследований, как то:
- Стресс-тесты
- MDT в обсаженном стволе
- Тест на вертикальную интерференцию (VIT)
- Мини-ГРП
и т.д. и т.п.
Во всех остальных случаях лучше работать прижимным зондом, так как это быстрее и дешевле. Чтобы надуть пакера уходит в среднем 30 минут, еще столько же чтобы сдуть, и, как правило, с пакерами работают обычно на трубах.
Меня интересует именно различия между обычным отечественным ИПТ и зарубежными приборами с зондом МДТ итп
Насчет дешевле очень сомневаюсь, если сравнивать цены Шлюмов и например СИАМаТочно не дешевле
если только мерять давления, то очень сомневаюсь, что выбор MDT оправдан, уж больно сильно по карману вдарит.
Не знаю ничего конкретного про отечественны ИПТ, поэтому и сравнивать не могу...
если скажите, что умеет ИПТ, я скажу, что есть у MDT
Что есть в МДТ я и так знаю, много интересоваться пришлось.
А вот с ИПТ к сожалению опыта мало. Сам ИПТ в принципе достаточно прост: трубы, клапаны, пакер(а) и манометры. Приток вызывается открытием клапана в пустую(или с легкой жидкостью) трубу, затем клапан закрывается и пишется КВД. Но насколько я знаю при исследованиях с ИПТ много косяков, не знаю почему.
зато дешево и сердито!)))
если нужно просто и быстро померить давление, то это XPT, все-таки MDT предназначен для более сложных опреций...
откуда бывают косяки: 90 процентов это не соблюдение технологии работ. очень часто пренебрегают РД и в результате получают: то хвостовик провалится, то неправильно депрессию посчитают, из-за ограничений по времени исследований (например на все 3 часа) не успевают записать финальную КВД. нюансов масса.
ИПТ vs кабельный опробователь (ОПК): радиус исследований несопоставим, особенно в бурении - когда запросто можно словить суперчардж.
по цене: ИПТ 200-300 т.р. - ОПК от "иностранцев" 40-50 т. долл. (с пробами будет дороже- но это его конек)
Так из практики. Ежли углы приличные 15- и более, то вероятность прихвата, а "елозить" в коротком интервли приходиться долго, возрастает по экспоненте. Это при гидростатике, ну и при АВПД дифференциальное давление ещщё больше.
По двум скважинам в Китае - mini-DST не сработал ни разу
Суммарная потеря времени 52 часа. Приборы новые, со всеми поверками и калибровками. Первая - местный персонал под руководством малазий ского манагера, на вторую скв пригнали бригаду из кенгурятии.
Про прихваты согласен, на кабели опасно, так как стоять иногда приходиться часов по 8 на точке.
В России mini-DST в этом году делали ни раз и упешно.
P.S. Шютка юмора. Не обижайтесь, пожалуйста.
To рвх,
коллега, что-то мне эта переписка напоминает. Дежавю?
ну ты ж меня понял, и люди поймут