3 Результаты поиска “ 290”

Уточните критерии поиска

  • Технические публикации
    SPE-191290-MS — Quantification of Reservoir Flow using Noise and Temperature Logging
  • Сервисы «Истинное техсостояние – Диагностика целостности»
    Целостность первой колонны

    Определение техсостояния и толщины стенок первой колонны и НКТ НКТ и обсадные колонныдолжны обеспечивать надежное и эффективное сообщение разрабатываемых пластов с поверхностью. Отслеживание состояния и толщины стенок первой колонны имеет большое значение для поддержания надежности скважин.   Сервис «Целостность первой колонны»  обеспечивает те же преимущества, что и сервис «Целостность многоколонных конструкций», но сфокусирован больше на диагностике НКТ и первой колонны.   Основанный на системе «Истинное техсостояние» с использованием электромагнитной платформы Pulse сервис «Целостность первой колонны» обеспечивает точные данные о толщине стенок даже при наличии твердых отложений.   Регулярное использование сервиса «Целостность первой колонны» способствует поддержанию текущей программы управления целостностью скважины или может использоваться для выявления конкретного нарушения целостности.   Данный сервис предоставляет возможность выявлять фактическую толщину стенок и внешние дефекты, что делает его идеальным дополнением к исследованиям с помощью механического профилемера. Задачи Оценка и управление целостностью первых колонн и НКТ Плановый или целевой контроль состояния первых колонн и НКТ Контроль техсостояния скважины методом временного мониторинга Определение внутренних и внешних дефектов Оценка состояния колонн при наличии твердых отложений Преимущества Упреждающее управление целостностью снижает риски и поддерживает безопасность операций и высокую продуктивность скважины Оценка техсостояния колонн при мониторинге позволяет обнаружить недостатки до того, как они станут дефектами Использование каротажной проволоке сводит к минимуму сопутствующие затраты Определение истинной толщины колонны за твердыми отложениями Идентификация внутренних и внешних дефектов в первых колоннах [при использовании с механическим профилемером] Дополнение и улучшение результатов диагностики многорычажного профилемера Обоснованные, целевые решения по восстановлению Ресурсы Описания сервисов(21) Примеры из практики(23) Видеоматериалы(21) Описания платформ(6) Описания систем диагностики(2) Еще(150) Спецификация оборудования(5) Технические публикации(95) Интеллектуальная собственность(48) Технические документы(2) Ресурсы Связанные системы и платформы Система «Истинное техсостояние» Невозможно добиться правильного потока флюида без обеспечения целостности. А целостность системы зависит от целостности труб, уплотнений и барьеров, которые обеспечивают функционирование скважины. ПОДРОБНЕЕ Платформы Pulse Indigo Maxim МедиаРезультаты применения сервиса «Целостность первой колонны». Нефтедобывающая скважина с подозрением на коррозию в нескольких барьерах. В 1-ом барьере было идентифицировано 136 зон потери металла с максимальной потерей в 36%. 19 интервалов коррозии с потерей металла более 20% и 69 отклонений с подозрениями на механические дефекты.Сервис «Целостность первой колонны» дает ясность и понимание, необходимые для более эффективного управления производительностью скважинной системы.Данная схема показывает типовые нарушения целостности и возможные варианты потери металла, которые может диагностировать сервис «Целостность внутренней колонны».

  • dot
    Примеры из практики
    Пример из практики: Пластовое давление

    Задача Многопластовые карбонатные коллектора характеризуются наличием гидродинами­чески изолированных объектов, значения пластового давления в которых в процессе эксплуатации могут различаться. Это часто приводит к возникновению заколонных и внутриколонных перетоков. Определение давления в многопластовых коллекторах проводится с помощью спускаемого на кабеле прибора-пластоиспытателя до про­ведения перфорации и начала эксплуатации скважины. Контроль давления в каждом отдельном пропластке многопластового коллектора после ввода скважины в экс­плуатацию представляет определенные трудности.   В исследуемой скважине, оборудованной для одновременно-раздельной эксплуата­ции многопластового коллектора, добыча нефти велась по двум колоннам НКТ – из пласта А по короткой колонне НКТ, а из пласта С по длинной колонне НКТ. Началь­ное пластовое давление в пласте А состав­ляло 290 атм. Недропользователь поставил задачу определить текущее пластовое дав­ление в пласте С с помощью сервиса «Пла­стовое давление» без остановки скважины и сравнить полученные результаты с данными кабельного пластоиспытателя, по которым давление в пласте С было на 55 атм ниже значения начального пластового давления. «Пластовое давление» количественно характеризует профиль пластового давления Решение Недропользователем было принято реше­ние использовать сервис «Пластовое давле­ние», разработанный в TGT, для определения профиля пластового давления. Информация о параметрах пласта за эксплуатационной колонной была получена с помощью диа­гностической системы «Истинный поток» на основе платформы Chorus. Сервис «Пластовое Давление» предполагает исследование скважины на трех режимах работы. Мощность акустического сигнала, вызванного движением пластового флюида по коллектору, зависит от величины пере­пада давления и, следовательно, содержит информацию о пластовом давлении.   Ана­лиз акустических данных, записанных на трех режимах работы скважины, позволил рассчитать пластовое давление в каждом пропластке методом численного модели­рования в программном комплексе Maxim. Исследования проводились через год после начала эксплуатации скважины. Гидродина­мические исследования были использованы для определения оптимального времени регистрации данных с помощью платформы Chorus на каждом режиме притока. Акустические спектры в пластах А и С записаны на трех различных режимах, путем изменения притока только в длинной колонне НКТ. Значение текущего пластового давления (Pe) в пласте С было определено при помощи сервиса «Пластовое давление»; начальное давление, полученное обратным пересчетом на период в семь месяцев, т.е. на время, когда были получены данные кабельного пластоиспытателя (точки А и В), отмечено как Pi *. Результат Исследования были выполнены на трех различных режимах добычи скважины, при этом только в длинной колонне НКТ, через которую поступает нефть из пласта С, изме­няли режим притока. Диагностика скважины с применением платформы Chorus показала два основных работающих объекта: пласт А и С. Мощность акустического сигнала в пла­сте А была постоянной, т.к. режим изменялся только в длинной колонне НКТ, что подтвер­дило отсутствие сообщения между пластами А и С. Численное моделирование в системе Maxim позволило успешно адаптировать зарегистрированные значения забойных давлений и мощности акустического сигнала на трех режимах притока.   Текущее давление (Pe) в пласте С оказалось приблизительно на 2,7 атм ниже пластового давления, которое было определено по дан­ным кабельного пластоиспытателя показаны точками А и В. Поскольку давление в пласте со временем снижается, то для объективно­го сравнения значений текущего пластового давления Pe и давления, определенного по данным кабельного пластоиспытателя (точки А и В) возникла необходимость произвести пересчет текущего пластового давления на начальное с учетом истории добычи с пласта С (обозначено Pi*). Пересчет подтвер­дил хорошее соответствие между значени­ями кабельного пластоиспытателя (точки А и В) и Pi* (пунктирная прямая), разница составила менее 0,4 атм.