Тест на приток в бурении что это
Исследование скважин на приток
Смотреть что такое «Исследование скважин на приток» в других словарях:
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК — имеет целью нахождение для данной скважины в данный период ее работы уравнения продуктивности нефтяной скважины и построения индикаторной диаграммы, необходимых для установления оптимального дебита скважины и выяснения некоторых параметров пласта … Геологическая энциклопедия
Исследование скважин — ► well survey Комплекс исследовательских работ, проводимых на скважинах с определенными целями. Исследования эксплуатационных скважин проводятся: ■ для изучения притока нефти (исследование скважин на приток) для изучения режима работы скважин при … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика — самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт … Геологическая энциклопедия
ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора
Азербайджанская Советская Социалистическая Республика — (Азербайджан Совет Сосиалист Республикасы) Азербайджан. I. Общие сведения Азербайджанская ССР образована 28 апреля 1920. С 12 марта 1922 по 5 декабря 1936 входила в состав Закавказской федерации (См. Закавказская… … Большая советская энциклопедия
Вода — С древнейших времен стали понимать великое значение воды не только для людей и всяких животных и растительных организмов, но и для всей жизни Земли. Некоторые из первых греческих философов ставили воду даже во главе понимания вещей в природе, и… … Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона
Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне
· Приток жидкости из пласта после остановки УЭЦН необходимо определять после прекращения слива жидкости из колонны НКТ (если клапан негерметичен или отсутствует);
· Время в течение, которого происходит слив жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане), определяется методом определения изменения уровня жидкости в НКТ с помощью скважинного уровнемера (эхолот), при закрытой манифольдной задвижке ФА. В момент времени, когда уровень в компрессорных трубах остановился (или начал расти) считается, что слив жидкости из НКТ прекратился и с этого времени можно определять приток по восстановлению уровня в затрубном пространстве эксплуатационной колонны.
· Приток жидкости из пласта необходимо определять по восстановлению уровня жидкости в затрубном пространстве скважины после каждой остановки УЭЦН в процессе вывода, при закрытой манифольдной задвижке фонтанной арматуры. Приток рассчитывается как:
D Н – восстановление уровня (разница уровней) за время Т, м;
V – объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства, м3;
· Постоянный контроль притока из пласта в процессе работы и остановки УЭЦН на охлаждение позволяет сократить время вывода скважины на режим и исключить необоснованные запуски и остановки насоса, что неблагоприятно влияет на работоспособность погружного оборудования.
Когда необходимо проводить замер притока
Обычно решение о проведении замера притока принимается при наличии предупреждающих признаков газонефтепроявления. Однако практика показывает, что замеры притока необходимо также проводить в качестве профилактических мер на определенных этапах ремонтных работ на скважине.
Ниже перечислены основные моменты, когда требуется проведение замеров притока.
Порядок про ведения замера притока
При бурении/очистке забоя (при наличии признаков газонефтепроявления), сальниковое устройство установлено.
1. Предупредите бригаду об опасности
2. Остановите ротор, поднимите силовой вертлюг или рабочую трубу (если используется) так, чтобы муфта/замок верхнего звена трубы находилась/ся на нормальной рабочей высоте над полом
4. Замерьте уровень жидкости в емкости
6. Если притока из скважины нет, продолжайте работы в обычном порядке. Если есть приток, немедленно закройте скважину
Перед началом СПО (сальниковое устройство не установлено)
1. Предупредите бригаду об опасности
2. Установите верхнюю трубу так, чтобы муфта/замок находилась/ся на нормальной рабочей высоте над полом
3. Установите люстру (клинья), снимите элеватор, установите прямоточный кран (предохранительный клапан) в открытом положении, затем закройте кран
4. Закройте превентор и откройте отвод в желоб выхода раствора
5. Заполните скважину жидкостью и остановите насос
6. Замерьте уровень в емкости
7. Пронаблюдайте поток в желобе, ведущем в емкость в течение не менее 8 – 10 минут
8. Если приток есть, немедленно закройте скважину
При проведении СПО
Перед подъемом УБТ
При поднятом инструменте
Рекомендации
Основной целью замеров притока является своевременное распознавание газонефтепроявления, чтобы не допустить его дальнейшего развития. Это особенно важно при проведении ремонта скважин, содержащих Н,Б. Максимальное устьевое давление, необходимое для задавки скважины прямо зависит от объема пластового флюида, поступившего в скважину. Замеры притока являются частью общей системы раннего распознавания и предупреждения возникновения газонефтепроявления.
Необходимо отметить, что замер притока нельзя производить на скважинах с поглощением, т.к. для сохранения контроля за скважиной задавочная жидкость в таких скважинах должна закачиваться постоянно. Из-за различий условий, встречающихся на скважинах с поглощениями, трудно делать рекомендации относительно подачи насоса и объемов долива для таких скважин. Необходимо помнить, что:
РАЗДЕЛ 5
Порядок закрытия (остановки) скважины
Введение
При обнаружении одного и более признаков газонефтепроявления, необходимо немедленно выяснить, действительно ли в скважине возникло и развивается газонефтепроявление.
Если из скважины действительно есть приток, и сомнений в этом нет, она должна быть немедленно закрыта. Важно помнить, то нет никакой разницы между «небольшим притоком» и «полным притоком», т.к. и тот, и другой могут быстро перейти в большой открытый фонтан.
Если нет полной уверенности в том, есть приток из скважины или нет, необходимо:
Специалисты нефтяной отрасли до сих пор ведут споры о преимуществах и недостатках «глухого» и «постепенного» типов закрытия. Многие специалисты (как заказчики, так и подрядчики) предпочитают глухое закрытие на скважине с высокопроницаемыми пластами, т.к. это сокращает время закрытия и, соответственно, снижает размеры проявления. Аргументы, выдвигаемые сторонниками постепенного закрытия, состоят в том, что при таком типе закрытия скважин давление в затрубном пространстве в большей степени поддается контролю, т.о. обеспечивая возможность регулировки избыточных давлений, которые могут превысить давление опрессовки колонны и давление разрыва пласта.
Вне зависимости от результатов спора между сторонниками глухого и постепенного типов закрытия скважины, порядок действий по закрытию скважины, описываемый в этом учебнике, представляет собой тип постепенного закрытия.
Кроме того, в определенных ситуациях возникают условия, когда скважина не должна и не может быть закрыта.
Скважина не должна быть закрыта если:
«Золотое Правило»
При закрытии скважины с колонной труб внутри с помощью универсального или плашечного превентора с трубными плашками, давление не должно превышать 20 Кпа на погонный метр труб в скважине.
Если в скважине находится 200 м труб, давление в обсадной колонне не должно превышать 4000 Кпа.
При возникновении одного из З-х вышеперечисленных условий для сохранения контроля, за скважиной необходимо:
В любом случае, должно быть принято оперативное решение и вестись работы по его выполнению. Ниже приводится порядок действий при постепенном закрытии скважин, учитывающий возможность проведения ремонтных работ при возникновении газонеэтепроявления.
При бурении (очистке забоя)/циркуляции (сальниковое устройство установлено).
При СПО (НКТ/БТ)
При СПО (НАСОСНЫЕ ШТАНГИ)
Petroleum Engineers
Вы здесь
Leak-off Test
Товарищи бурилы, как грамотно переводится на русский leak-off test?
испытание на утечку?
лучше так и оставить, но вот варианты.
-испытание на герметичность зоны установки башмака обсадной колонны
-испытание прибашмачной зоны на разгерметизацию
-испытание фильтрационных свойств пласта
-испытание на утечку
лучше так и оставить, но вот варианты.
-испытание на герметичность зоны установки башмака обсадной колонны
-испытание прибашмачной зоны на разгерметизацию
-испытание фильтрационных свойств пласта
-испытание на утечку
Leak-off- испытание на приемистость
но это редкость, обычно делают FIT-Опресовка цементного кольца
Leak-off- испытание на приемистость
но это редкость, обычно делают FIT-Опресовка цементного кольца
Обычно делают Limit test, что есть опрессовка.
Обычно делают Limit test, что есть опрессовка.
При FIT никакой приемистости не получают! Получить примеистость бурового раствора в принципе очень трудно.
Просто убеждаются в качестве первичного цементажа колонны, и в наличии необходимой прочности породы под башмаком.
Leak-off проводится до получения отклонения от прямой графика Закачка-Давление. Это значение примерно равно давлению распространения трещины (Frac Propagation), т.е. давлением разрыва пласта называть его также не корректно.
Процедура проведения обоих тестов одна и таже:
-разбуривам башмак
-углубляемся под колонну на 3 метра
-подбиваем цементный агрегат
-рисуем график Закачка-Давление
-при FIT останавливаемся на условленном давлении
-при L-off на месте получения отклонения
Переводим полученные давления в допустимое давление на обсадлной колонне для следущего раствора, называем это MAASP, и надеемся не превысить его при глушении скважины.
Если вы знаете давление гидроразрыва, то зачем вам этот тест? 🙂 Мне кажется, что объём бурового раствора это далеко не первый вопрос при планировании LoT. Вы хотите делать только leak off или extended LoT (с разрывом и закачкой)?
15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
Nav view search
Навигация
Предварительные испытания скважины на приток
Испытания на продуктивность проводились при штуцере, открытом полностью, на 3/4, 1/2 и на 1/4. Предварительно продуктивность скважины оценивалась в пределах от 71 до 113 тыс. м газа в сутки.
Жесткой пеной скважина была задавлена и был произведен спуск нового долота (ATJ33A) и
нового забойного двигателя. Долото было оснащено тремя насадками диаметром 12,7 мм.
В процессе спуска инструмента через каждые 300 м производилась замена пены. После
возобновления бурения для очистки ствола скважины в циркуляционную среду закачивалось
небольшое количество воды.
Высокой механической скорости, какая была достигнута первым из примененных долот, уже
достичь не удавалось. Возможно, это было связано с подачей увлажненного воздуха в
скважину, наличием насадок на долоте, применением нового забойного двигателя или
удлинением горизонтального ствола и увеличением сил трения.
Давление на устье повышалось с 3,2 МПа при применении первой КНБК до 6,3 МПа при
применении последующих КНБК. Повышение устьевого давления привело к понижению
объема воздуха, прокачиваемого через забойный двигатель.
При бурении с применением туманообразующих агентов использовались пенообразователь, ингибитор коррозии, полимер и вода. Интенсивность закачки составляла 1,9 м/ч.
На глубине 2201 м (по инструменту) темп набора кривизны начал резко увеличиваться, чему
причиной явился выход из строя забойного двигателя. Скважина была задавлена жесткой
пеной (4,8 м), были произведены подъем и замена забойного двигателя. Бурение продолжалось как с применением забойного двигателя, так и в роторном режиме.
На глубине 2324 м скважина начала закупориваться и произошел прихват инструмента. Прокачкой воздуха инструмент был освобожден, после чего инструмент был поднят до глубины 1768 м для очистки скважины пеной. При последующем спуске инструмента, на глубине 2103 м, была вновь произведена очистка скважины пеной. Затем бурение было продолжено до конечной глубины 2343 м. После подъема инструмента система управления была демонтирована, после чего была произведена окончательная очистка скважины.