Окт 15
Нефтяная скважина имеет высокий газовый фактор.
У нас есть скважина и результаты освоения на таб. Что можно сказать про скважину через Гф. почему при меньшем диаметре штуцера больше Гф?
Тпл=123оС, но на поверхности +22 до +29, очень низкая при штуцер 14-16мм, хотя qж=344м3/сут. Сегодня на 10мм, Тповерх=20. Как можно объяснить?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 1.jpg | 41.91 КБ |
Опубликовано
19 Окт 2015
Активность
10
ответов
4638
просмотров
5
участников
1
Рейтинг
Проверьте для начала правильность замеров и расчетов дебита газа. Если все правильно, то скорее всего интервалом перфорации вскрыта помимо нефтяной зоны и газовая зона. При малых штуцерах и соответственно больших забойных давлениях газовая зона передавливает нефтяную и дебит газа становится больше.
kochichiro@ Да, Вы правы. У нас есть газовая зона по результатм MPLT ниже зоны нефтяной. Т на поверхности мало объясняется что, газ быстро теряет теплоту? Но почему вместе с газом нефть сотни кубов, расчет потери температуры для начального представления.
Если чем больше диаметр штуцера, тем Гф больше. То значит, это газ выделяет из нефти. Обычно такой попутный газ в каких интервалах находится? и существуется таблица об определении высокий Гф, средний Гф, и низкий Гф.
выше пост, я хотел спросить о расчете потери температуры чтобы представить
Потеря температуры при умьшении диаметра штуцера легко объяснима - у вас из пласта поступает больше газа, соответственно эффект Джоуля-Томсона более интенсивно проявляет себя при дросселировании на поверхности и приводит к меньшим значениям температуры, по сравнению с большими штуцерами, где больше жидкости и ее разогрев при трении компенсирует эффект Джоуля-Томсона.
Касательно интервалов - у вас скорее всего околокритическая нефть, ниже залегает ретроградный газ с повышенным содержанием УВ. Это логично, когда залежи УВ залегают при повышенных температурах близких к критической температуре углводородов.
Вот страница из мануала, где описывается аналогичное поведение.
Ссылка на сам мануал здесь - https://mega.nz/#!jV0lUIJL!ly1JK7yE6g0YwTFCMWbtkP08ETZZZ771Yg3wWGNYWsM
Кроме того что Вы привели в таблице, хорошо бы видеть буферные и затрубные давления давление насыщения нефти газом и если у Вас спущен манометр давления забойные на штуцерах. Скважина фонтанирует с закрытым затрубом в подвеске есть пусковые муфты, на какой высоте от интервала перфорации трубы лифта? Расчёт градиента давления здесь http://www.modeltech.ru/ru/pet/grad.php так же там можно определить некоторые значения. Понятие распределения температуры по стволу для газовой и газоконденсатной скважины в прилагаемом файле.
тут еще момент правильный поднимали. как мерился дебит нефти и газа? через АГЗУ? тогда паспорт надо глянуть. какие там стоят ограничения по жидкости и Гф. что бы душу успокоить. потом уже дальше искать причины.
хорошо бы увидеть своими глазами все на месте. а то нарисуют дебитов, потом разбирайся интерпретатор что там было.
Что надо делать когда добывать нефть из такого пласта?
Очевидно,
а) Изолировать то, что не надо,
б) работать с const забойным давлением, обеспечивающим допустимый ГФ
в) "забить", и добывать как есть.
Южно-Коншонский бассейн судя по всему, земляк?
Правильно сказали выше - добывать как есть, поскольку при попытке изоляции можно потерять оба интервала.
Подобрать оптимальный режим, для того что бы понять что Вы хотите добывать (газ или нефть). А так же для того что бы раньше времени не посадить пластовое давление и т.д.