Янв 18
Коллеги, доброго времени суток
Много раз сталкивался с тем, что при защите технологического режима работы скважин суммарная месячная добыча фонда существенно выше ( более 20%, даже с учетом коэффициента эксплуатации) , чем реальная добыча по УПН ( коммерческий счетчик). Причем это наблюдается стандартно по всем месторождениям.
Хотел услышать ваше мнение. В чем основные тривиальные причины расхождения замеров и нужно ли заморачиваться с поправочным коэффициентом? То есть как регламентирован данный вид расхождений на уровне компаний и/или государства?
Спасибо
Опубликовано
08 Янв 2018
Активность
6
ответов
3799
просмотров
6
участников
1
Рейтинг
Офисный Планктон, к самим АГЗУ есть вопросы к достоверности замеров? Потом, большой ли у вас % периодического фонда скважин, как по нему считаете ТР.
А так случаи с >20% встречались, но вроде в основном это было связано с незаконными врезками в 00-ых.
Расхождение по жидкости в каких пределах? Если в % совпадает с отклонением по нефти разбираетесь с АГЗУ, сделайте контрольные замеры, если замерная жидкость по скважинам бьется с парком посмотрите как обводненность замеряется и согласовывается в рапортах.
Это при условии, что налево нефть не уходит, но если компания крупная, думаю сейчас это очень маловероятно.
% отклонения очень большой и если нет понимания откуда он, значит нельзя верить данным по скважинам в отчетах - отклонения могут быть очень высокими. А потом на этих данных строятся модели и даются рекомендации.
Есть только одно объяснение расхождений: корректность замеров АГЗУ.
При подсчета априори доверяют коммерческому узлу учёта (на них погрешность редко превышает 0,25%, плюс там просто идеальные условия измерения), а значит все расхождения списываются на АГЗУ и потери при транспортировке ("мертвый остаток", порывы). В АГЗУ замер проводиться редко (дай бог 1-2 раз в сутки), насколько стабильно она работает между замерами никто толком не знает (пачку воды или газа плюнет и т.д., скважины стабильно работают очень редко), плюс тот радкий замер может быть и не корректный. В тоге погрешность в +/- 5% норма, в остальном нужно разбираться предметно, конкретно. 20% не может быть однозначно.
Точнее может быть, но тогда либо порыв, либо неисправно оборудование (и тогда геолого-технологическая служб цеха зря ест свой хлеб), либо это кому-то нужно (в крупных предприятиях могут между цехами добычи перебрасывать или цеховики не хотят показывать реальные потери и просто рисуют замеры).
Автор не уточнил есть ли у него расхождение по жидкости и какой его размер, поэтому однозначно валить все проблемы на АГЗУ тоже нельзя.
Расхождения между замерами и коммерческим узлом будет всегда в пользу замерных. Что бы долго не объяснять, приведите условия (температуру и давление) для первого и второго случая, сопоставьте ее с PVT и сделайте выводы. Можно самостоятельно провести эти вычисления, можно использовать софт. Например в Prosper есть колонки с добычей нефти, водя и газа приведенных в стандартные условия.
Если есть вопросы по точности замеров на АГЗУ, то подайте заявку в КИП, пусть сделают ревизию.
В любом случае, это каждодневная ответственность технолога (или production engineer) по валидации замеров по скважинам: давления, температуры, режим работы ГНО + Nodal analyse.
Как-то делал работу по небольшому месторождению.
Там все дело было в газе.
По пласту с высоким ГФ АГЗУ завышало замер на те самые 20%.
После ввода поправок на газ замеры сбились с точностью до суммы погрешностей АГЗУ+узел учета.