Янв 18
Добрый день коллеги!
Интересует вопрос разработки пластов с газовыми шапками, а именно имеющийся опыт и литература.
Будет интересна любая информация.
Опубликовано
16 Янв 2018
Активность
26
ответов
4131
просмотр
10
участников
2
Рейтинг
Все зависит от того насколько большая шапка.
Ну а основной принцип - бурим горизонталки в нефтяную часть, желательно с ICD/ICV, для выравнивания депрессии и предотвращения прорывов газа из шапки.
В SPE128603 встретил такую штуку:
Возможно ли реально структурировать подобные объекты по тем или иным параметрам? (Речь не идет о шаблоне, а скорее о направлении куда стоит "копать"). И на какие факторы еще стоит обратить внимание?
СТИ10, в свое время была лекция СПЕ Rahim Masoudi "How to get the most out of your Oil Rim Reservoirs?". Можно ее посмотреть. Есть и статья, которая где-то пересекается с его SPE 159564.
А какое это заканчивание скважины?
Интеллектуальное :)
Халловская картинка прекрасно показывает:
https://rogtecmagazine.com/%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%8F-%D0%B7%D0%B0-%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3%D0%BB%D1%8B%D0%BC-%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%BC-%D0%B8%D0%BD%D1%82%D0%B5%D0%BB%D0%BB%D0%B5/?lang=ru
Всем спасибо за ответы, буду разбираться.
Сдается мне, что такое заканчивание как на картинке - управляемые клапана, привод проходит через пакеры - будет стоить как самолет. Я думаю, это чисто оффшорная тема - с их дебитами и проницаемостями (как в петронасовской презе - 4.5 килобарреля на депрессии в 15 psi), а главное с их капзатратами. Это я к тому, что все эти умные палетки - тут бури, тут не бури - нужно считать под конкретную экономику. Или строить их от нормированных экономических показателей.
это само собой
имел с ними дело на шельфе Сахалине и в Персидском заливе
говорят, в Сибири тоже применяется, вопорос - насколько широко и где именно?
"Halliburton: Разработка большинства газовых и газоконденсатных месторождений должна начинаться со строительства интеллектуальных скважин при наличии такой возможности. В этом случае компания-оператор получает всю необходимую информацию по резервуару уже на самом начальном этапе его разработки. Примеры использования систем мониторинга на начальном этапе разработки мы можем наблюдать в ЯНАО, а также на морских скважинах Сахалина и Каспия. В дальнейшем, при грамотном использовании полученной информации и с учетом возможности эксплуатации скважин на разных режимах, компании-оператору удастся предотвратить множество проблем, которые могут возникнуть на более поздних этапах разработки. Также необходимо отметить, что технология интеллектуального заканчивания активно развивается, и наряду с повышением надежности систем происходит оптимизация затрат, необходимых для их производства и монтажа, что безусловно положительно влияет на перспективы их внедрения. "
Конечно экономика является ключевым параметром, поэтому я и написал о том, что я не ищу шаблон. Критерием истины всегда является эксперимент, экспериментом можно назвать разработку аналогов о чем собственно и был мой вопрос. Все варианты не просчитаешь, соответственно нужна точка опоры, эти точки я сейчас и ищу.
На одном из семинаров ГКЗ/ЦКР пару лет назад обсуждали идею одновременной добычи газа из газовой шапки и нефти из оторочки. Такой подход позволяет избежать или задержать прорыв газа в нефтяные скважины с одной стороны, и снижает пластовое давление с другой стороны. Снижение пластового давление не очень хорошо сказывается на добыче нефти.
Придерживаюсь мнения, что необходимо проводить расчеты всех сценариев разработки, в том числе и одновременной добычи.
Не забывайте, что кроме подземной части есть наземная инфраструктура. Если нет инфраструктуры под газ, то вопрос куда его девать становится очень болезненным, не смотря на возможную пользу с точки зрения разработки...
А попутный газ никуда не надо девать? Конечно, строительство трубопроводов разного диаметра стоит по-разному, поэтому я и считаю, что надо моделировать и смотреть экономику и коэффициенты извлечения. Одновременная разработка может повысить КИН.
Есть кто из ЦКР? Заставляют рассматривать одновременную эксплуатацию в проектах разработки и техсхемах в наших госорганах?
Для компании профит - это нефть, попутный газ - неизбежное зло, а газ ГШ - нежелательная нагрузка.
В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.
Надо не обобщать, а считать.
Я тоже сразу об нем вспомнил,
но тут наверное все же следует вести речь о газовых (в основном) месторождениях (Лунское) и о нефтяных месторождениях с газовой шапкой (обсуждаемый пример, наверное).
И там сразу становится ясно - где и что зло.
А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.
Собственно СахЭнерджи такое тоже практикует на Астохе
Не знаком с этим месторождением, но думаю оно в параметры этой палетки входит. Зло и профит как раз определяется процентным соотношением запасов и эффективной толщиной (но и еще кучей других параметров).
Такие решения принимают исходя из экономических соображений (обустройство, наличие "трубы", потребность). Если месторождение приемущественно нефтяное, то эти пару миллионов кубов никому не нужны, а вот кондер добыть и КИН достичь - это интересно.
Уже давно не практикует
Зло и профит определяется по результатам расчетов, а не по палетке. Палетка только для первичной оценки.
Утверждение относилось только к нефтяным объектам разработки.
Как правильно указали в комментариях для газовых и газоконденсатных - ситуация переворачивается.
Далеко не всегда принимается то, что показывают "правильные" расчеты. Любые расчеты можно сдвинуть в сторону более удобного для всех сторон результата. Неопределенности в данных могут обернуться крайне неприятными последствиями для изначально кажущегося "правильного" расчета.
У нас много месторождений с "пограничными" объектами разработки: учитывать конденсат в ГШ или нет или учитывать нефтяную оторочку или нет.
Для таких объектов сложно обосновать, что будет "правильным" вариантом.
сжигают все в факеле нынче? там были интересные моменты с распростаранением искуственной газовой шапки..
как насчет обеспечить Южный газом из 23-го пласта? Витали такие идеи в свое время..
в зависимости от размеров шапки и оторочкиб свойств пласта, активности аквифера, ограничения поверхностного оборудования...
1) добывать нефть и отложить разработку газовой шапки на потом (и или бурить доп скважины в газовую шапку или пусть добывается из существующих)
2) добывать одновременно
а) горизонтальные в оторочку + добывающие в газовую шапку - тут варианты будут как расположить горизонтальные скважины в нефтяной зоне ближе к OWC или GOC например. Плюс какие дебиты оптимальны ка для нефтяных скважин так и для газовых.
в) какие ограничения по уровню добычи газа - скважины в нефтяной зоне будут работать с высоким газовым фактором, особенно близкие к контакту.
3) recycling когда в нефтяной части добывающие горизонталки а в газовой шапке помимо добывающих есть еще инжекторы закачивающие газ
много думать можно)