ЛЮДИ!!! 
Жизненно необходимо решение проблемы: нужны формулы для расчета объема закачек агента (в отдельности газа и воды по циклам). КАК разделить общую добычу агента на газ и воду; какой объем газа и воды в отдельности закачать в свой период... - это уже получается запутанно. Расчет делала по статьям, но никак не могла выйти на данные параметры (при расчитанных остальных). На работе огромные неприятности (вплоть до сокращения!): продолжительное время моему пониманию не поддается эта задача (конкретно указанная - остальные расчеты готовы). Все статьи касательно темы многоув. Лысенко В. Д. пересмотрела. Его книга с расчетом "Инновационная разработка нефтяных месторождений", 2000 мне недоступна. Может кто сможет мне выслать отсканированные страницы (глава 2)?! Или кто ознакомлен уже с данным МУН и может подсказать решение?!
ПОМОГИТЕ!
ЗЫ В долгу не останусь!
Ну действительные результаты не отследить, но пресса пишет что неудач единицы. А применения я насчитал больше 70 случаев. А насчет критериев применимости - это очень распространенный вопрос, нужно знать конкретное состояние эксплуатации объекта, его свойства.
Добрый день. Наша фирма занимается технологиями по повышению нефтеотдачи и одна из технологий по которой много наработок ,результатов и заключений- это метод Акустического Воздействия на пласт.Если кто заинтересовался ,то пишите я вам отвечу и дам контактный телефон.
Случайно описания технологии и применяемого оборудования не у кого нет ?
А то немного непонятен сам процесс... а есть желание его внедрить, да и возможность
Здравствуйте, Рафаэль!
Какую технологию ВГВ Вы внедряете? По какому направлению: WAG, SWAG или газовое заводнение как у Лысенко? Если не секрет, конечно!
Ясно технологией ни кто не делится.....
Объясняю для чего ... есть месторождение необходимо утилизировать газ инфраструктура развита...
в газе большое содержание СО2... мыслей больше чем закачать его назад нет, но существует система ППД
(естественно подтоварка+сеноман)...
Ну и вот собственно вопрос возможна ли мультифазная закачка, а не циклика или только газ ?
И что для этого необходимо?
Нужна инфа по техногогиям для оценки вариантов.
По цитате я понял, что Вы хотите применить одновременное нагнетание воды и газа (SWAG).
На данный момент существуют следующие направления SWAG - Закачка с помощью бустерных насосов объемного действия, технологии с применением струйных насосов, насосно-эжекторноя и простое смешение воды и газа на устье с компрессора и насоса. Вот по этим технологиям и возможна мультифазная закачка.
Возможен вариант когда используется уже существующая система ППД, насосно-эжекторная система может располагаться как на ДНС, так и непосредственно на кусту, на устье, в зависимости от количества обслуживаемых нагнетательных скважин
Кстати информация по Вашему случаю так и не дошла.
Ребята, всех с Новым годом!!!!
И Вас с Новым Годом, Альбина!
Доброго времени суток!
Очень интересная тема.
Может кто-нибудь переслать мне вышеупомянутую книгу Д.Уолкотта "Разработка и управление месторождениями при заводнении"?
pash79@ya.ru
Мужчины и Женщины, работники и ученые, и просто хорошие люди помогите студенту пожалуйста!!! Поделитесь информацией про ВГВ, все что есть, срочно надо!!!
Скиньте мне теорию про ВГВ плиз!!! Мое мыло Sherman999@mail.ru
Господа, теорию сбросить не сложно. Только желательно хотя бы в общих чертах узнать чем человек занимается, чтобы лучше ему помочь.
Добрый день, утро, вечер (нужное подчеркнуть) всем!
Некоторое колличество времени Читал сообщения на данном форуме как гость. А сейчас решил влиться в ваш временами дружный коллектив. Первым делом хочу заметить, что многое из того что было сказано (написано) выше не совсем корректно, к примеру совместная закачка воды и газа эффективнее раздельной закачки вытесняющих агентов лишь в достаточно ограниченном числе случаев, четко определяющихся геолого-физическими критериями пласта. Да, пока не забыл, вопрос с которого начался форум "формулы расчета объема закачек агента", цетирую в вольном переводе материалы СПЕ непрерывная закачка газа (т.е. чисто газовое воздействие) имеет большую эффективность по сравнению с водогазовым воздействием, водогазовое же воздействие в свою очередь имеет то преимушество, что по сравнению с газовым воздействием имеет больший прирост нефтеотдачи, внимание, на единицу закачанного газа. Т.е. реализуя водогазовое воздействие мы (по сравнению с газовым) теряем КИН но увеличиваем темп разработки. Ну а кроме того как никак боремся с такими прелестями как кинжальные прорывы газа и как следствие ухудшение условий работы скважинного оборудования. Рекомендуемый (с точки зрения экономики) размер оторочки 20 - 40% от первоначально нефтенасыщенного порового объема дренируемой области при соотношении газа и воды 1/1. С точки зрения технологии рекомендуемый объем оторочки 60-70%. Опять же повторюсь, что это по данным СПЕ. В отечественных материалах, в том числе РД на проектирование водогазового воздействия приведены совсем другие цифры. И как человек в свое время потративший н-ное колличество времени на сравнение наших и зарубежных подходов в ВГВ должен скажать что принципиальных различий "вагон и маленькая тележка".
В чисто газовом на поверхности давление в компрессорах должно быть очень высоким, и требования к газу высоки, он должен быть сухим без примесей...
В одновременно-совместном водогазовом (SWAG), давление на устье значительно ниже, т.к. плотность смеси значительно выше.
Первым делом хочу заметить, что многое из того что было сказано (написано) выше не совсем корректно, к примеру совместная закачка воды и газа эффективнее раздельной закачки вытесняющих агентов лишь в достаточно ограниченном числе случаев, четко определяющихся геолого-физическими критериями пласта. Да, пока не забыл, вопрос с которого начался форум "формулы расчета объема закачек агента", цетирую в вольном переводе материалы СПЕ непрерывная закачка газа (т.е. чисто газовое воздействие) имеет большую эффективность по сравнению с водогазовым воздействием, водогазовое же воздействие в свою очередь имеет то преимушество, что по сравнению с газовым воздействием имеет больший прирост нефтеотдачи, внимание, на единицу закачанного газа. Т.е. реализуя водогазовое воздействие мы (по сравнению с газовым) теряем КИН но увеличиваем темп разработки. Ну а кроме того как никак боремся с такими прелестями как кинжальные прорывы газа и как следствие ухудшение условий работы скважинного оборудования. Рекомендуемый (с точки зрения экономики) размер оторочки 20 - 40% от первоначально нефтенасыщенного порового объема дренируемой области при соотношении газа и воды 1/1. С точки зрения технологии рекомендуемый объем оторочки 60-70%. Опять же повторюсь, что это по данным СПЕ. В отечественных материалах, в том числе РД на проектирование водогазового воздействия приведены совсем другие цифры. И как человек в свое время потративший н-ное колличество времени на сравнение наших и зарубежных подходов в ВГВ должен скажать что принципиальных различий "вагон и маленькая тележка".
Ну газовое или водогазовое лучше - это вопрос непростой: конкретные условия дают конкретный ответ. Газовое возможно при большом количестве газа.Если имеющийся газ - попутный, то, чаще всего, его не слишком много, следовательно приходится комбинировать нагнетаемые флюиды (воду, газ). Опять же для газового необходимо создать высокое давление (например 400 атм) на устье.Прикиньте насколько возрастет стоимость скважины "построенной" под такие условия.Интересно было бы почитать эту статью СПИ (SPE? Укажите пожалуйста номер), первый раз слышу что нефтеотдачу иностранцы меряют по отношению к объему закачанного газа. Достаточно смелое заявление насчет потерь нефтеотдачи по сравнению с газовым вытеснением, газовое вытеснение дает более высокий коэффициент вытеснения, про охват Вы просто забыли?Газовое вытеснение позволяет достичь более высокой нефтеотдачи при очень низкой проницаемости.Интересно было понять чем Вы руководствовались, определяя "экономически" размер оторочки 20-40%(ссылочку пожалуйста)? Если бы Вы прочли классическую статью по промысловому опыту внедрения ВГВ (Кристенсен, Скауге, Стенби), то Вы могли бы обратить внимание, что на различных месторождениях размер оторочки колеблется от 0,5 и до 54%, т.е. разброс очень велик. Если позволяет оборудование стараются перейти к более частой смене флюидов, т.е. размер оторочки стремятся уменьшить до нуля (это будет одновременное нагнетание воды и газа). И эти данные не расходятся с результатами нашими (прочитайте например Сургучева).Да и соотношение 1:1 не видится оптимальным. А под РД Вы подразумевали документ ВНИИнефти? С моей точки зрения различий в подходе не так много - основное то, что за границей применяют эти методы с уверенностью что они себя оправдают экономически (поэтому могут даже использовать компрессора высокого давления), а у нас экономику считать не умеют, и внедряют по отмашке начальства
Отвечаю по пунктам:
V.Volkov-у:
Давайте разберемся в опросах экономики. Помимо капитальных затрат есть еще такая составляющая как эксплуатационные затраты, а я чесно говоря не видел еще ни одной технологической схемы, которая была бы более или менее приемлема с точки зрения экономики, про энергетику я вообще не говорю. Единственное исключение составляет схема Крючкова (эжектор в нагнетательной скважине а газ отбирается непосредственно из затруба добывающих скважин), однако эта схема несмотря на заявления о реализации на Советском и Вахском месторождении не факт что работоспособна, по крайней мере томичи (Томскнефть) имевшие отношения к этому проекту утверждают что это была фикция и профанация. Что касается всех остальных технологических схем, то все какие были опубликованы не выдерживают самого элементарного экономического расчета.
По поводу дороговизны оборудования для чисто газового воздействия или WAG технологии то тут все связано с тем, что компрессоры выпускаются сразу на большую производительность, и как правильно указано требуют на линии подачи газа систему подготовки (очистки, осушки газа). приведите стоимость оборудования для совместной закачки воды и газа при одинаковой производительности к компрессорам и вы увидите, что разница не так уж и велика. Кроме того, почемуто никто не учитывает стоимость прокладки доводящих газопроводов низкого и нагнетательных высокого давления, а по тому же новогоднему месторождению их стоимость сопоставима со стоимостью компрессоров.
И последнее, ты пишешь "В одновременно-совместном водогазовом (SWAG), давление на устье значительно ниже, т.к. плотность смеси значительно выше." Так вот, ошибочка, кончно многое зависит от каждой конкретной скважины, проницаемости коллектора и т.д. но, в общем виде даление нагнетания водогазовой смеси только не более чем на 10 - 15% ниже чем при раздельном нагнетании газа. А связано это с тем, помимо тлотности смеси есть еще сопротивление в призабойной зоне которое съедает весь выйгрыш давления в столбе ВГС.
Продолжаю отвечать.
.
kobold-у:
Колличество га за вопрос не первый, если проблем его утилизации стоит остро, значит и газовые факторы выскоие, как по тому же Новогоднему газовый фактор более 1500, кроме того при реализации ВГВ колличество газа будет постепенно нарастать, как показал опыт Аляски, что в общем то логично.
Что для газового воздействия необходимо содавать высокое давление (например 400 атм), это глупость, при любой технологии газового воздействия, WAG или SWAG процесса давление которое нужно создать будет определяться пластовым давлением, т.е. если пластовое давление 200 атм. то давление нагнетания 400 атм. практически не достижимо (при реальных объемах закачки). 400 атм. для газового воздействия в отечественной литературе взялось правда тоже не с потолка, приблизимтельно при этом давлении отднозначно реалтзуется механизм вытеснения нефти в условиях неограниченной взаимной растворимость, который дает коэффициент вытеснения равный почти единице. т.е. это наиболее эффективный режим. НО опять же повторюсь что это зависит от термобарических условий пласта и состава и свойств нефти а не техники нагнетания, не надо путать причины и следствия.
Работа SРE 90589. таже работа по поводу 20-40%.
По поводу "Достаточно смелое заявление насчет потерь нефтеотдачи по сравнению с газовым вытеснением, газовое вытеснение дает более высокий коэффициент вытеснения, про охват Вы просто забыли?Газовое вытеснение позволяет достичь более высокой нефтеотдачи при очень низкой проницаемости." то должен заметить что закачка воды не единственное средство повысить коэффициент охвата. Кроме того если не верите наслово ознакомьтесь с публикациями о SWAG процессе на месторождении Силигсон (или как опечатались в статье Скауге "Силингтон")(Walker J.V., Turner J.L. Performance of Seeligson Zone 20B-07 Enriched-Gas-Drive Project // Journal of Petroleum Technology, 1968. – April. – Vol. 20. P. 369 – 373.).
Что касается работы "Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2001. – Vol. 4. – №2. – April. – p. 97 – 106." то если бы вы не ограничились толькой ей, а а как это сделал я ознакомились бы со ВСЕМИ статьями на которые он ссылается, ну пожалуй еще прихватили бы сотню-полторы других СПЕшных и русских статей, то вы бы обратили внимание, что более двух третей упомянутых у Скауге проектов относятся к случаю использования диоксида углерода, для которого зависимости по понятным причинам отличаются. Кстати из ваших слов я понял что вы знакомы с реализацией ВГВ только по этой статье, поэтому хочу вас проинфомировать что упомянутые авторы пропустили несколько проектов, а кроме того после выхода этой работы появилось еще около двадцати проектов реализации ВГВ только с использованием углеводородного газа. Кстати по поводу оного из ваших ранних заявлений: "Как показал результат промысловых исследований на Аляске, наиболее предпочтителен с точки зрения нефтеотдачи вариант SWAG - совиестной закачки водогазовой смеси (единый флюид)." Это эксперимент на месторождении Купарук Ривер, так вот эксперимент длился 17 дней, и после него снова вернулись к раздельной закачке, так что как пример более высокой эффективности SWAG процесса по сравнению с WAG технологией это не проходит.
Еще раз повторюсь, что SWAG процесс действительно имеет очень высокую эффективность по сравнению и с WAGом и с заводнением, но в весьма узкой области.
Что касается того, что газовое и водогазовое воздействие позволяет достичь более высокой нефтеотдачи для низкпроницаемых коллекторов, то думаю с этим не кто не будет спорить, однако надо поминь что в таком случае как показал российский, американский и как последний пример китайский опыт возникает БОЛЬШАЯ проблема с приемистостью скважин при переходе с одного агента на другой.
За границей экономически заведомо оправданы толко те проекты ВГВ, которые основаны на использовании СО2, э эффективность проектов с углеводородным газом коллеблется от провальных до более-менее эффективных, т.е. ни чем не лучше чем у нас. Кстати это можно увидить даже просто при внимательной мпрочтении упомянутого Скайгу.
Что касается ВНИИнефти вообще и Сургучева (старшего) в частности, то несмотря на то что я отношусь к ним с большим уважением, считать их безоговорочными авторитетами по ВГВ нельзя. Сургучев например в своих работах опирался на чужие исследования, при прочтении кажется что в основном на Лискевича, во всяком случае основные положения ничем не отличаются. Что касается ВНИИ в целом, то головным НИИ по ВГВ он начал становится в конце 80-х начале 90-х (даже не внии а РМНТК нефтеотдача) однако по вполне понятным причинам этот вопрос не завершился. Поэтому если кому то нужны конкретные методики проектирования ВГВ с формулами и примерами расчета я рекомендую пользоваться РДшками не ВНИИнефти а СИБНИИНП и не в коем случае не ТомскНИПИнефть.
И в заключение: у нас экономику как раз считать умеют, поэтому и внедряют скрипя зубами только по отмашке начальства
Помимо капитальных затрат есть еще такая составляющая как эксплуатационные затраты, а я чесно говоря не видел еще ни одной технологической схемы, которая была бы более или менее приемлема с точки зрения экономики, про энергетику я вообще не говорю. Единственное исключение составляет схема Крючкова (эжектор в нагнетательной скважине а газ отбирается непосредственно из затруба добывающих скважин), однако эта схема несмотря на заявления о реализации на Советском и Вахском месторождении не факт что работоспособна, по крайней мере томичи (Томскнефть) имевшие отношения к этому проекту утверждают что это была фикция и профанация. Что касается всех остальных технологических схем, то все какие были опубликованы не выдерживают самого элементарного экономического расчета.
Интересно было бы узнать Ваше мнение о насосно-эжекторных системах водогазового воздействия?
Остальные перечислять я не посчитал нужным.Согласен что она несколько уже устарела. Множество статей было написано после, стараюсь быть в курсе (наши тоже стараюсь не пропускать).Насчет диоксида углерода, случаи его применения в России нераспространены так широко как в США, но например при разработке месторождений в Урайнефтегазе учитывать его просто необходимо. Коэффициент охвата значительно можно увеличить закачивая водогазовую смесь (желательно не пену, а в виде мелкодисперсной эмульсии), т.к. вязкость ВГС выше вязкости воды и намного выше вязкости газа. Эффекты относительной проницаемости ожидаемы при двухфазной фильтрации в пористой среде, при переходе к закачке гомогенной водогазовой смеси этого легко можно избежать.
по статье 90589 - я не помню всю ее точно, но нужно поднять, кроме того у меня есть диссертация одного из авторов M.M. Kulkarni.
А насчет 400 атм хочется с Вами согласиться, но не могу.И вот каковы причины: за последние пару лет я сталкивался с множеством месторождений, и лишь несколько раз мне попадались скважины с устьевым давлением при закачке воды - 0 атм, чтобы увеличить приемистость все (практически) скважины передавливаются, причем намного. Стандартно 1,5 пластовых - величина приближенная к давлению трещинообразования.Следовательно чтобы поддерживать давление по данной системе разработки нужно и закачкой воды и газа (либо водогазовой смеси) создавать такое же давление на устье, а при глубине скважины 2800 и на устье без 400 атм. никак. Кроме того газ как расклинивающий агент значимтельно хуже воды.
С Томском я с Вами полностью согласен, эта система не позволяет создавать необходимых давлений.
Насчет статей СПИ - я не ограничен обзорной статьей.
Кстати те же американцы на Купаруке посчитали экономически наиболее благоприятными оторочки размерами 1,5% до 0,25% от нефтенасыщенного объема пор. Кроме того цитирую: "Моделирование показывает также, что SWAG дает более высокую нефтеотдачу, чем IWAG для данных нагнетаемых HCPV (объем пор, наполненных нефтью)." Обратный переход на попеременную закачку был продиктован отсутствием эффективного оборудования для нагнетания водогазовых смесей (простые фильтры плохо пригодились).
Насчет Сургучева - он специалист больше по ГАЗОВЫМ методам, ВНИИ занимается теорией, причем односторонней, и тут не поймите что они занимаются плохим делом.Но и СибНИИНП тоже не авторитет - их статьи штамповались каждый год, а тем не менее на Самотлоре результат всем известен.
Отдельное упоминание Лискевича - это был Большой специалист, его статьи читаю с удовольствием.
Посоветовал бы вам также почитать статью об опыте SWAG на меторождении Siri, я думаю эта статья снимет множество волнующих Вас вопросов.
И в заключение: у нас экономику как раз считать умеют, поэтому и внедряют скрипя зубами только по отмашке начальства
Возможно, могу отчасти согласиться - как тогда пропустили Новогоднее месторождение? 300 млн на компрессоры, 300 млн на газовую линии, да еще и три года запускали.А ИТР местный результата даже в лупу не видит.Зато политические статьи - красота!
Спасибо за интересную полемику.
В кои то веки ознакомился с твоим профилем, как я понял ты относишся к группе ребят из Керосинки. В связи с этим освежил в память статьи и патенты выходившие под брендом Дроздов и Ко, поскольку как я понимаю под насосно-эжекторными системами ты в первую очередь имееш в виду именно те которые были опубликованы вами?
но это детали).
. Кстати с удовольствием бы ознакомиляс с упомянутой диссертацией Kulkarni, в свою очередь могу предложить что-то другое, например диссертацию того-же Лискевича (кстати Лискевич последние годы работал с СИБНИИНП и в СИБНИИНП поэтому говорить что он БОЛЬШОЙ специалист, а СИБНИИНП не авторитет - не корректно).
Если так, то у меня два вопроса: 1-й это где нибудь работает (хотябы стенд но именно на попутном нефтяном газе со всеми его мехпримесями содержанием жирных и т.д.); и второе экономику ктонибудь считал если да то где планировали точку врезки в газовую линию, соответственно какое расстояние от нее до нагнетательных скважин, какое выбрано расположение нагнетательной установки вблизи источника газа или вблизи нагнетательных скважин (в обоих случаях возникают свои проблемы: в первом - необходимость изоляции или даже нагрева трубопровода, во втором - трубуются конденсато сборники со всеми вытекающими), что включали в эксплуатационные расходы и наконец главный вопрос - энергетика. А так, если по некоторым схемам например из последних RU2315859 есть всеже некоторые вопросы по работоспособности, то одна из последних статей (по моему с нашими Лукойловскими пермяками) описывает схему которая железно будет работать (правда я что-то такое уже видел кажется у Донца
По поводу статьи при перечитывании рекомендую быть предельно внимательным, там в паре мест хитрый фокус с индукцией проведен т.е. ловкость рук и никакого мошенничества
По поводу давления нагнетания, ты стопроцентно не прав и вот почему: При закачке газа работает большая площадь фильтра, поэтому здесь вовсе необязательно обеспечивать давление гидроразрыва на забое. Кстати по поводу высоких давлений закачки, зла не хватает на тех кто это пропогандурует. Сколько был на защитах в ЦКР каждый раз складывается мнение что именно не к ночи упомянутый Лысенко, с поиска книги которого начался форум, и несет ответственность за это безобразие (обводненность 80% за первые полгода!!!!!). Опубликованные же данные по месторождениям с ВГВ начиная с того же Прудо Бей показывают, что давление нагнетания на устье РАВНО пластовому и только при переходе с воды на газ поднимается на 30 - 50 атм. Но самое интересное, что горный надзор требует, чтобы нагнетательные скважины и при закачке газа и при закачке ВГС имели одинаковую конструкцию (практические данные общения в Тюмени).
Кстати, кто нибудь может дать ТОЧНОЕ определение, что такое мелкодисперсная водогазовая смась и видел ли ее вообще кто нибудь.
По поводу "Эффекты относительной проницаемости ожидаемы при двухфазной фильтрации в пористой среде, при переходе к закачке гомогенной водогазовой смеси этого легко можно избежать." есть большое подозрение, что в результате этого мы можем "избежать" и прироста нефтеотдачи, во всяком случае результаты бакинских экспериментов говорят об этом.
Что касается цитаты "Моделирование показывает также, что SWAG дает более высокую нефтеотдачу, чем IWAG для данных нагнетаемых HCPV (объем пор, наполненных нефтью)." обращаю твое внимание на фразу
Моделирование показывает
, моделирование может показать что угодно, см. ниже. Кстати я не помню по статье о проблемах с фильтрами, если не подводит память там речь шла о отм что не удалось обеспечить равномерное содержание газа в потоке в каздую нагнетательную скважину и что скважины блока D не принимали вообще. (проблема была решена на месторождении Сири, элементарно, просто, но совершенно не подходяще для Купарука).
).
По поводу Самотлора, категорически не согласен. Непредвзятый анализ технологических результатов самотлорского эксперимента показывает, что это (особенно по некоторым объектам) один из ЛУЧШИХ В МИРЕ проектов реализации ВГВ, а экономика как я уже сказал - другой вопрос.
Месторождение Сири действительно интересно особенно учитывая наличие горизонтальных скважин, при водогазовом воздействии это большая редкость, пожалуй в широком масштабе они применяются еще только на Алпайне однако вопросы она не снимает, поскольку опубликованные результаты относятся не к практически полученным данным а к гидродинамическому моделированию (как человек имеющий непосредственное отношениек Эклипсу могу сказать так, вы скажите какой нужен результат, а на программе мы его получим, можем даже корректно
Новогоднее месторождение пропустили какраз в результате сочетания требования ЦКР, МПР (газовый фактор 1500 это всетами не хухры-мухры) и потрясающей пробивной силы Сумбата Набиевича. Возились кстати судя по статьям не три года, а с 2001-го. Что касается местных ИТР-овцев то у них сейчас с ВГВ на Новогоднем такая проблема, что технологический эффект дело даже не десятое, а сто десятое. Интересно, когда об этом появится хотябы упоминание в "политических статьях"? Кто как думает?
Чуть не забыл, по поводу Самотлора и Сибниинп. Сибниинп начинал работы, что-то около двух лет, а затем Самотлор курировал, отвечал и "улучшал" отпочковавшийся "НижневартовскНИПИнефть", а кто знает институт хуже этого (я имею в виду сейчас) прошу ответить.
Чуть не забыл, по поводу Самотлора и Сибниинп. Сибниинп начинал работы, что-то около двух лет, а затем Самотлор курировал, отвечал и "улучшал" отпочковавшийся "НижневартовскНИПИнефть", а кто знает институт хуже этого (я имею в виду сейчас) прошу ответить.
Я видел проект по среднему Хулыму выполненный для РИТЭКа, выполненный ведомством Андреевой Н.Н. Не могу ничего плохого сказать, все выглядт красиво, вопросы только к РИТЭКу.Участок ВГВ занимает больше 100 метров, энергопотребление что-то порядка 8 МВт. Волосы встают дыбом.
В кои то веки ознакомился с твоим профилем, как я понял ты относишся к группе ребят из Керосинки.
Это скрывать незачем. А вот Ваш профиль почему-то остается секретом?И тоже используете псевдоним, без настоящей фамилии? Сейчас технология на стади внедрения на Москудье, проектировщик, некто "Искра" не умеет считать схемы с участием эжекторов, в первую очередь для них открытие эжекторы с кпд 40%, и они что-то барахтаются.У нас в РГУ работает стенд работающий на водогазовой смеси - давление газа на приеме 2-3 атм, на выходе давление ВГС сейчас порядка 150 атм.Схема отлично работает, это этап договора с ЛУКойл-Пермь, защищен. ПНГ не применяем в схеме, мехпримеси тоже (все-таки мы используем газ с факела).Эти "усложненные" условия обкатаны нами на месторождениях на установках Тандем.Экономику считает заказчик, с их расчетами нас ознакомляют, конечно.получается примерно 15-25 млн на куст или скважну, что по сравнению с бустерами-компрессорами неплохо.
где планировали точку врезки в газовую линию, соответственно какое расстояние от нее до нагнетательных скважин, какое выбрано расположение нагнетательной установки вблизи источника газа или вблизи нагнетательных скважин.
Для различных условий возможно расположение установки как у ДНС, так и прямо на устье - при расположении установки на устье приходится тянуть газовую линию до скважины (нужно смотреть расстояния, чтоб не повторить ошибок известных компаний).при расположении на ДНС создаваемая мелкодисперсная водогазовая смесь (стабилизированная ПАВ) на расстоянии несколько км не разделяется (в отличи от Грубодисперсных смесей технологий бустерных и компресорных).Конденсатосборники не нужны, данной системе, в отличии от компресора, разницы нет что закачивать: газ или газ с присутствием конденсата.
А так, если по некоторым схемам например из последних RU2315859 есть всеже некоторые вопросы по работоспособности, то одна из последних статей (по моему с нашими Лукойловскими пермяками) описывает схему которая железно будет работать (правда я что-то такое уже видел кажется у Донца но это детали).
Вы, смотрю, в курсе последних публикаций (для нас по известным причинам - это уже новость 2-летней давности).Статья с Пермяками? Это которая? В территории нефтегаз? Да это статья работает, испытана на стенде, главное созать условия работы
.
По поводу статьи при перечитывании рекомендую быть предельно внимательным, там в паре мест хитрый фокус с индукцией проведен т.е. ловкость рук и никакого мошенничества. Кстати с удовольствием бы ознакомиляс с упомянутой диссертацией Kulkarni, в свою очередь могу предложить что-то другое, например диссертацию того-же Лискевича (кстати Лискевич последние годы работал с СИБНИИНП и в СИБНИИНП поэтому говорить что он БОЛЬШОЙ специалист, а СИБНИИНП не авторитет - не корректно).
Перечитывание какой статьи? Обменяться материалом это неплохая мысль, если не сложно пишите дальше на telkov_viktor@mail.ru .Последние годы он по-моему работая в СибНИИНП не особо печатался, но как с тем, что после него критерии подобия для линейной фильтрации не обновлялись?А по СибНИИНП я сужу по сотням статей Трофимова компании - до сих пор всплывают статьи по ркгулированию водогазового воздействия, я уже перестал их читать, ничего нового нет, одна вода.
Я и на ЦКР и на НТСах РИТЭКа на него тоже насмотрелся, нет слов. Это газовое заводнение....И тоже ваяет свои статьи, но расчеты по его статьям нисколько не соответствуют физическому моделированию.у него есть еще молодой единомышленник Z, наделавший дел в РИТЭке, а сейчас утекший в Роснефть.
Лысенко?
Насчет давления нагнетания при меньших забойных - меньше приемистость, да скважина будет работать, но только принимать будет значительно меньше, а ведь нам не нужна технология уменьшения пластового давления?
горный надзор требует, чтобы нагнетательные скважины и при закачке газа и при закачке ВГС имели одинаковую конструкцию (практические данные общения в Тюмени).
Это может быть соблюдено только при закачке ВГС.
Мелкодисперная - это когда размер газовых пузырей - доли милиметра, например 0,1. Грубодисперсная - милиметры.
Мелкодисперсную смесь я видел, даже мерял ее дисперсность.Такая смесь может быть создана только струйным аппаратом (правда есть еще аппарат Савицкого - но это наверное миф).
есть большое подозрение, что в результате этого мы можем "избежать" и прироста нефтеотдачи, во всяком случае результаты бакинских экспериментов говорят об этом.
а чем вызваны подозрения? Что за бакинске эксперименты?
По Сири - очень красивый случай.
По Самотлору мое мнение все равно не совпадает Вашим. А Новогоднее - я имел в виду три года внедрения, а не предварительных работ.А насчет политики - это будет погреблено "авторами".Еще интересный случай Алойл - Вы в курсе? Та же политика!
Я видел проект по среднему Хулыму выполненный для РИТЭКа, выполненный ведомством Андреевой Н.Н. Не могу ничего плохого сказать, все выглядт красиво, вопросы только к РИТЭКу.Участок ВГВ занимает больше 100 метров, энергопотребление что-то порядка 8 МВт. Волосы встают дыбом.
Как всегда дъявол кроется в деталях, надо смотреть проект подробно. Только вопрос, что за месторождение СреднийхХулым, я знаю а Восточно-Перевальном, которое тоже тянется дай бог памяти с 2003. 8 МВт на сколько скважин, с каким средним дебитом и при каком платовом давлении и давлении газа на входе?
Честно говоря прфиль свой после регестрации даже не смотрел, так-что если он скрыт то мне не совсем ясно как его открыть, ФИО настоящие попрошу без окорблений
КПД 40% открытие и для меня!
"Экономику считает заказчик, с их расчетами нас ознакомляют, конечно.получается примерно 15-25 млн на куст или скважну, что по сравнению с бустерами-компрессорами неплохо." что в это включено, потому что по упоминаемому Алойлу затраты с бустерами были по тем данным что я видел 30 млн. на две скважины.
По поводу "Конденсатосборники не нужны, данной системе, в отличии от компресора, разницы нет что закачивать: газ или газ с присутствием конденсата.", ты не правильно понял, конденсато сборники нужны не для нагнетательного оборудования, поскольку трасса газопровода не прямая, конденсатосборники нужны чтобы выпадающие жидкие не перекрывали сечение трубопровода, что ведет к потере давления на входе.
Статья с пермяками та самая. не вижу ответа по поводу Донца
"При перечитывании" имеется в виду статья СПЕ. Что касается Трофимова, то он как раз работал в НижневартовскНИПИ а затем в Сибгеотехе и считался лучшим специалистом по водогазу!!!? Мнение по поводу НижневартовскНИПИеще не сменил?
"Лысенко" ага примем коэффициент вытеснения раный единице уже более чем достаточно, все остальные положения тоже по принципу примем, а откуда, почему, зачем фик знает. Это какой зацепин, случайно не "Максутов Р., Зацепин В. Классификация технологий водогазового воздействия" и "Зацепин В. В., Черников Е. В. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении", вроде как-раз ритэк указан, но мне что-то не попадались его статьи совместно с лысенко, если можешь плиз выслать на igor.v.barinov@rambler.ru.
Насчет давления нагнетания, встречный вопрос что лучше добыть 50% нефти за 30 лет или 15% и ни копейкой больше за 3 - 4 года.
"
Цитата
горный надзор требует, чтобы нагнетательные скважины и при закачке газа и при закачке ВГС имели одинаковую конструкцию (практические данные общения в Тюмени).
Это может быть соблюдено только при закачке ВГС.
" Сори, вообще не понял что имеется в виду.
Ни разу не встречал такое определение мелкодисперсной смеси статьи и патенты которые у меня есть помимо работ Савицкого - Борткевича дают в основном диапазон 1 - 10 мкм, т.е. в сто - тысячу раз меньше, основной вопрос как раз в том с какого потолка берется эта величина, что за особые свойства возникают именно в таком случае.
Подозрения вызваны уменьшением микроохвата, а бакинские эксперименты это то, что делалось школой Мирзаджанзаде.
Сири красивый но не совсем корректный случай, т.к. ВГС качали в подстилающую воду. По самотлору прирост КИНА по пласту БВ10 составил 19% по сравнению с базой (заводнением), приведи хоть один пример зарубежного проекта с такой эффективностью НО не случай использования СО2. По Алойлу информация достаточно устаревшая, года два тому назад когда они со всей страны гостей возили хвастались был у них раза три, но тогда смотреть было не на что. Однако у меня сложилось в печатление что там совмем другой случай с точки зрения человеческого отношения к проблеме.
Я видел проект по среднему Хулыму выполненный для РИТЭКа, выполненный ведомством Андреевой Н.Н. Не могу ничего плохого сказать, все выглядт красиво, вопросы только к РИТЭКу.Участок ВГВ занимает больше 100 метров, энергопотребление что-то порядка 8 МВт. Волосы встают дыбом. Как всегда дъявол кроется в деталях, надо смотреть проект подробно. Только вопрос, что за месторождение СреднийхХулым, я знаю а Восточно-Перевальном, которое тоже тянется дай бог памяти с 2003. 8 МВт на сколько скважин, с каким средним дебитом и при каком платовом давлении и давлении газа на входе?
К сожалению, рылся достаточно давно в этом проекте, сейчас не отвечу с высокой долей точности, диск дома, посмотрю - напишу точно. Средне-Хулымское месторождение - это второй проект РИТЭКа, тянется по-моему с 2004 г, тоже используются бустеры, считали и писали проект в НижневартовскНИПИнефть (изменить мнение о нем не могу - так как мало с ними общался, у меня оно не сформулировано
). Насколько я знаю затраты на этот проект до сих пор продолжаются, т.е. одно не работает, покупают другое, потом третее и т.д.
Честно говоря прфиль свой после регестрации даже не смотрел, так-что если он скрыт то мне не совсем ясно как его открыть, ФИО настоящие попрошу без окорблений
Не расценивайте это как оскорбление - я про Вас ничего не слышал, хотя в ЛУКойле на слух знаю многих. Зайти просто - сверху написано: зайти как Kobold (у меня) - щелкайте по нику, и меняйте что необходимо.
конденсато сборники нужны не для нагнетательного оборудования, поскольку трасса газопровода не прямая, конденсатосборники нужны чтобы выпадающие жидкие не перекрывали сечение трубопровода, что ведет к потере давления на входе.
Теперь понял - это вопрос чисто технический, по-моему, даже к технологии не относится.Если нужно поставим.
По поводу Донца: у меня полно их статей (в основном с Городиевским, кажется), так что я в затруднении, какая мысль перекликается с ним?
КПД 40% открытие и для меня
Мы постоянно испытываем новые конструкции, в различных условиях. Сейчас под рукой статья из территория нефтегаз, 2007, №9,автор Красильников, там есть результаты по эжектору, с избыточным давлением газа на приеме.КПД 42%. Струйники Соколов-Зингер и т.д. действительно имеют кпд 20-25%.
Почему если были получены хорошие результаты по Самотлору - пишут сами, что эффект невозможно оценить, т.к. газ уходил неизвестно куда?
Насчет давления нагнетания, встречный вопрос что лучше добыть 50% нефти за 30 лет или 15% и ни копейкой больше за 3 - 4 года.
"Цитата горный надзор требует, чтобы нагнетательные скважины и при закачке газа и при закачке ВГС имели одинаковую конструкцию (практические данные общения в Тюмени). Это может быть соблюдено только при закачке ВГС." Сори, вообще не понял что имеется в виду.
Я имею ввиду, что конструкция нагнетательных скважин может быть одна и та же при закачке газа и воды, если ее перестроить с расчетом на давления закачки газа, а это стоит 2млн $ (примерные данные, указанные в одной из статей СПИ). А при закачке ВГСмеси давление возрастает всего на 10-20%, скважину перестраивать нет необходимости.
Да и еще хвастаются - да мы вообще в следующем году компрессор купим! А в 2007 г. Вафин, ген. директор книгу написал, но я ее еще в руках не держал.
Величины пузырьков порядка 1-10 мкм даже отследить трудно, 10-100 мкм возможно, такую смесь точно можно создать струйных аппаратом. Свойства следущие, если вкратце: более высокая стабильность (особенно в присутствии ПАВ и хорошей скорости течения), повышенная вязкость (в 1,5-2 раза в зависимости от газосодержания потока выше вязкости воды), и лучшая "фильтруемость" в ПЗП, возможно также, но не проверено, что меньшее гидратообразования (броня из ПАВ хорошо разделяет фазы).
В Алойле - необходимо было защищаться нескольким людям, мне так кажется, я насчитал 3 диссертации.Интересный случай: был на их докладе во ВНИИнефти в 2006 году, защищался за них проф. Хисамутдинов из Уфы, в бустерной установке образуется смесь ("мелкая-мелкая") и ее качают по поверхности 8 км до устья - и она не разделяется!!! Без стабилизаторов, фильтров и др!!! Зачем спрашивают? Она же вон какая мелкая! Так что получается не закачка смеси, а закачка оторочек
Ср. Хулым.
494 млн рублей по смете Нижневартовска.
Нагнетательные скважины №№ 311, 335, 348 и 57бис, расположенные на КП-1.
давление газа подымается с 5 атм до 50 атм винтовыми мультифазными компрессорами, с 50 до 250 бустерными насосами.Затем газ смешивается с водой и подается в нагнет.скважины. Расход указан на 1 линию установки водогазового воздействия равен 1012 нм3/час, расход воды – 13,7м3/час на 1 скважину(все скважины одинаковые).
Ср.Хулым
Размеры участка - 50мх300м
Пластовое давление 220 атм, Глубина 2800.
Всех с прошедшим праздником, надеюсь серьезных боевых потерь нет, так-что продолжаем разговор.
Кобольду:
по поводу
"Цитата
АААААААААААААААА!!!!!!!!!
СКОКА БУКОФФФ!!!!
Так вроде по делу?"
И охота тебе реагировать на всякую фигню?
Теперь возвращаемся к серьезным вопросам.
"энергопотребление что-то порядка 8 МВт. Волосы встают дыбом." в свете дополнительно приведенных данных не могу сказать что 8МВт это слишком много, особенно если это не потребляемая, а установленная мощность.
По поводу: "Не расценивайте это как оскорбление - я про Вас ничего не слышал, хотя в ЛУКойле на слух знаю многих." Ты скорее всего знаешь людей из центрального аппарата, а все серьезные дела в техническом плане решаются непосредственно в объединениях. Так же, попробуй работая в лукойле хоть что-то опубликовать !!! Идти на такие разборки имеет смысл только если надо защищаться, а поскольку я эту фигню уже прошел, могу просто изучать какой-то вопрос в свое удовольствие без излишнего графоманства.
По поводу Донца, я имею в виду его книгу что-то там гидроструйные установки и т.п. мягкая оранжевая обложка и конкретно нарисованную там схему компремирования газа на НГДУ Надворняянефтегаз.
Относительно КПД струйника, вспомнил что действительно видел в статьях керосинки такие графики, однако если мне не изменяет сколероз, после 40% там фактически срыв характеристик, т.е. рабочий режим надо выбирать не выше 30 - 35 %.
По самотлору газ действительно уходил неизвестно куда, но это характерно для тех участков где, скважины были ранее проперфорированы на несколько пластов и/или где не уточнена ранее была геология. Плюс прибавь чисто русскую самокритику, если бы статьи о самотлоре писали авторы СПЕ все были бы уверены в том, "что лучше звиря в мире нет".
Кстати я запросил по внутрикорпоративным каналам доп. информацию по проектам РИТЕКА, т.к. они тоже вроде лукоил. Как получу и разберусь, предметно их обсудим. Также кстати, пришел ответ от пермяков, они утверждают, что ни о каких Москудье и "Искре" ничего не слышали. В связи с этим прошу уточнить с кем конкретно вы там работаете и раз пошла такая пьянка, кого в Ритеке порекомендушь пообщаться по их проектам. Также напоминаю про планы обменяться некоторой информацией, так как насчет обмена Kulkarni на Лискевича?
Переходим к самому интересному вопросу про нагнетательные скважины.
2млн$ похоже на правду, но это действительно ПОЛНАЯ реконструкция по типу самотлорской, и даже круче. Однако госгортехнадзор готов пропустить и менее масштабные реконструкции, например по пакерной схеме, правда с рядом оговорок. Что касается давления нагнетания, то это мы же осуждали выше. Что касается утверждения "А при закачке ВГСмеси давление возрастает всего на 10-20%, скважину перестраивать нет необходимости.", это ты попробуй объяснить не мне, а надзорным органам, у которых есть РД на обустройство участков ВГВ разработки Гипровостокнефти, где в разделе 6 сказано, что "к конструкции нагнетательных скважин для реализации метода вытеснения нефти газоводяными смесями предъявляются те же требования, что и к конструкции нагнетательных скважин для закачки в пласт газа высокого давления". (кстати цитата из ответа госгортехнадзора).
"
Величины пузырьков порядка 1-10 мкм даже отследить трудно, 10-100 мкм возможно, такую смесь точно можно создать струйных аппаратом. Свойства следущие, если вкратце: более высокая стабильность (особенно в присутствии ПАВ и хорошей скорости течения), повышенная вязкость (в 1,5-2 раза в зависимости от газосодержания потока выше вязкости воды), и лучшая "фильтруемость" в ПЗП, возможно также, но не проверено, что меньшее гидратообразования (броня из ПАВ хорошо разделяет фазы).
"
В целом согласен, однако эти свойства относятся к гидродинамике смеси в трубопроводах и скважине, а что дает именно мелкодисперсная смесь для пласта? Кстати гидратообразование для водогазовой смеси где воды больше чем газа - не проблема, как следует из литературы.
По Алойлу, как я уже сказал был у них достаточно давно, но книгу Вафина в руках держал. По сути компиляция упомянутых диссертаций. Из достоинств, можно отметить правильную композицию книги т.е. в принципе все нужные разделы есть. Из недостатков - местами дурацкое содержание глав. В целом книга на троечку, слишком много фактических ошибок. Описание своего эксперимента также не вполне полное и судя по нему компрессор они так и не купили. По поводу смеси на 8 км, то у тебя каккаято фрагментараная информация. Они качали без стабилизаторов, но с ингибиторами СО2корозии, которые в принципе и сработали частично как ПАВ. Кроме того,без компрессора у них содержание газа в смеси что-то около 5%, так-что в таких условиях если это можно назвать ВГВ, то в целом они все делают правильно
Ты скорее всего знаешь людей из центрального аппарата, а все серьезные дела в техническом плане решаются непосредственно в объединениях.
А в каком объединени ты работаешь? Не в Волгоградском ли?
после 40% там фактически срыв характеристик, т.е. рабочий режим надо выбирать не выше 30 - 35 %.
Есть комбинации где КПД выше 40 (42-43), там можно поддерживать лучший режим.
что ни о каких Москудье и "Искре" ничего не слышали
Вся НИР в Перми идет через ПермьНИПИнефть ( зам директора Чабина Т.В.), промысловики могут быть дейтвительно не в курсе, их в такие дела не посвещают.
В РИТЭКе ВГВ занимаются Кокорев, Чубанов, Максутов, Карпов.
Кукарны высылаю.
Насчет госгортехнадзора - это большая проблема. Я как-то ощался с представителем Ariel на нефтегазе, спрошал, почему так долго внедрялись на Новогоднем - говорит из-за госгортехнадзора потеряли почти год.
В целом согласен, однако эти свойства относятся к гидродинамике смеси в трубопроводах и скважине, а что дает именно мелкодисперсная смесь для пласта? Кстати гидратообразование для водогазовой смеси где воды больше чем газа - не проблема, как следует из литературы.
Насчет пласта - все разводят руками, в него не заглянешь. "как следует из литературы" сбросишь?
Насчет Алойл:
по ингибиторам коррозии: на вопрос о стабилизаторах Хисамутдинов ответил что будут использовать ингибиторы, но как-то неуверенно, поэтому я и не решился утерждать.
содержание газа в смеси что-то около 5%
При таком газосодержании тех бешенных приростов нефтеотдачи, которые получают на месторождении по газетам (в основном татарстанским) быть не может.
Нетрадиционно начну отвечать с хвоста и пока кратко. Подробнее вечером.
При таком газосодержании тех бешенных приростов нефтеотдачи, которые получают на месторождении по газетам (в основном татарстанским) быть не может.
Тут ты не усек у этих "жуликов" в хорошем смысле этого слова одну фишку. Когда хочеш раскрутить или угробить технологию основной выбор возникает в базе, от которой считают прирост. Так вот татары считают прирост относительно эксплуатации пласта на ЕСТЕСТВЕННОМ РЕЖИМЕ, т.е. вообще без воздействия. Таким образом все оказывается логично, относительно такой базы и заводнение даст не меньший эффект.
"как следует из литературы" сбросишь?
Про гидраты в потоке ВГС, нет проблем ссылочка устроит, там насколько я помню нередкий жирнал Н/Х, точнее посмотрю в дом. библиотеке завтра с утра скину. Лискевича скину часа через четыре (только что унесли на скан).
Насчет пласта - все разводят руками, в него не заглянешь.
Упомянутый ранее Савицкий со всех углов кричит, что ОН по мелкодисперске все знает, видел пару тройку его статей совместно с твоим соратником Дроздовым, что он по этому поводу говорит, это что все фикция? Есть хоть один более-менее официальный документ по этому поводу?
Вся НИР в Перми идет через ПермьНИПИнефть ( зам директора Чабина Т.В.), промысловики могут быть дейтвительно не в курсе, их в такие дела не посвещают.
Ладно, свяжемся с институтом, правда странно, что нач. отдела разработки не вкурсе таких работ.
В РИТЭКе ВГВ занимаются Кокорев, Чубанов, Максутов, Карпов.
По моему телефонному справочнику Кокорев - зам. ген. директора, Какрпов - вообще гл. геолог, Поскольку у максутова есть совместные статьи с критикуемым табой Зацепиным, то как я понимаю с ним тоже лучше не общаться (что-то вроде Лысенко?) Остается один Чубанов, телефон тут у меня в справочнике есть а вместо И.О. только инициалы О.В. расшифруй пожалуйста, а то как-то не прилично будет обращаться товарищь Чубанов
Насчет госгортехнадзора - это большая проблема. Я как-то ощался с представителем Ariel на нефтегазе, спрошал, почему так долго внедрялись на Новогоднем - говорит из-за госгортехнадзора потеряли почти год.
Проблема конечно большая, но по крайней мере хоть жопа чемто прикрыта. А то если что не так, незнаю как ты, а мне под суд как-то не охота.
Есть комбинации где КПД выше 40 (42-43), там можно поддерживать лучший режим.
Т.е. как я тебя понял надо ориентироваться на рабочий КПД 35-38%, как чтобы спокойно спать
А в каком объединени ты работаешь? Не в Волгоградском ли?
Неееее-е, слава Богу! Волгоградское объединение на ВГВ благодаря г-ну (не господину
) Савицкому уже погорело. Там у тех кто это пережил при словосочетании "водогазовое воздействие" эпилептический припадок начинается!
А ответ простой - ЗапСиб.
ссылочка устроит, там насколько я помню нередкий жирнал Н/Х
Да, полностью устроит. с этим журналом проблем нет, за поледние лет 5 даже есть все журналы, да и архивные достать не проблема.
Таким образом все оказывается логично, относительно такой базы и заводнение даст не меньший эффект.
Да еще если помнить про занижение запасов при проектном моделировании...
твоим соратником Дроздовым
Александр Николаевич мой учитель. А насчет совместных статей поспрошаю.
Максутов Рафхат Ахметович - очень грамотный специалист, с моей точки зрения, и человек хороший.
Чубанов Отто Викторович (насчет отчества полностью не уверен)
надо ориентироваться на рабочий КПД 35-38%, как чтобы спокойно спать
правильно
А Волгоград привлек Савицкого? Меня туда приглашали докладывать технологию, мне показалось что провели что-то типа тендера с заранее известным заранее победителем - Волгоградморнефть кажется, там даже какой-то Шевченко статьи наваял в Интервал.Мне казалось Савицкий за бортом?
Заб Сиб - какое ТПП? Или когалымский офис?
Всем привет!
Итак, у нас есть 3 технологии(выбросим пока все сотальные вроде последовательной закачки):
1) Чередующийся WAG
2) SWAG в разных модификациях
3) Собственно закачка газа
По чередующейся закачке - что значит увеличивается темп разработки по сравнению с закачкой газа? основная идея улучшить охват(т.е снижение эффекта вязких пальцев и тунеллирования по высокопроницаемым пропласткам) за счет снижения подвижности газа. Об увеличении темпа звучит сомнительно.
По одновременной - насколько я понимаю, для оценки эффективности применения, необходимо посчитать охват(вытеснение мы более или менее посчитать можем). Моделировать SWAG - дело неблагодарное, но и брать равным заводнению представляется неправильным.
По закачке газа - в Америке применяется активно (см СПЕ). ПРи этом используется для наклонных пластов, где помогает гравитация.
Вопрос по всем пунктам- кто-нибудь считал конкретно для местрождений доп извлечение, приемистость, экономику и т.д.? Те расчеты что я видел выглядят печально. Кроме того, необходимы какие-тио критерии, где заведомо нельзя делать ВГВ.
Лискевича послал, там еще в письмо кратко. Ссылку пришлю завтра с утра.
По поводу Дроздова, я подозревал, что как раз он в вашемем коллективе руководитель, но не был уверен.
Да еще если помнить про занижение запасов при проектном моделировании...
Прям и не знаю о чем это ты говоришь
А Волгоград привлек Савицкого? Меня туда приглашали докладывать технологию, мне показалось что провели что-то типа тендера с заранее известным заранее победителем - Волгоградморнефть кажется, там даже какой-то Шевченко статьи наваял в Интервал.Мне казалось Савицкий за бортом?
Заб Сиб - какое ТПП? Или когалымский офис?
Волгоград привлек савицкого года 3 - 4 тому назад. В истерике бились в 2006-м. Про волгоград морнефть ничего что-то не слышал в этом ракурсе. Распиши поподробнее что за тендер, когда был, кто присутствовал и т.п. Статьи Шевченко видел, если это из той самой оперы, то Нижневолжскнефти можно послать в подарок мыло и веревку, методическая база проведения экспериментов никакая, представления о механике процесса нулевое ну и т.д. Пожалуй даже у вас в керосинке эксперименты не хуже проведены.
Урай.
темп увеличивается, видимо, по сравнению с заводнением, но не с закачкой газа?или не так?обоснуй
я видел работу нашей томскнефти, но если честно к ней есть вопросы.
РД не видел, можешь прислать?brs@inbox.ru/
Основной вопрос - учет охвата. Просто интересно, как вы его считаете.Понятно, можно моделировать для WAG. Но для всех месторождений моделировать не очень хочется.Существуют коэффициенты безразмерные, позволяющие его быстро оценить.
А как моделировать SWAG вообще не понятно, тогда из каких соображений ыв делаете вывод об эффективности применения метода?
Лискевич не дошел почему-то, письмо отсутствует.
В Волгограде была такая ситуация: осень 2006, по моему ноябрь. Пришло приглашение приехать, рассказать о своем варианте.
Поручено было съездить, презентоваться мне. Приехал, вначале выяснилось что их шефа - Делии нет. По моему Делия (имя/отчество запамятовал, визитка не с собой) - зам. Николаева по геологии. Собрался небольшой консилиум, человек 5-6. В основном все совсем не в теме, в теме был один старичок, но он был очень негативно настроен к технологии. Они хотели высокопроницаемый массив разработать с этой технологией.До меня уже были Борткевич с Савицким или только Савицкий, их сильно ругали. Мы долго беседовали дискутировали и т.д. Потом пообещали держать в курсе. Зам. Делии - Синдеев после моего возвращения в Москву выдал бурную деятельность - мы рассчитали оборудование под их вариант (интересно что у них давление на устье было у скважины - атмосферное), напрягли изготовителей, пробили все цены, подали им документы - в общем шла работа, предшествующая заключению договора, а затем неожиданно волгоградцы пропали, на запросы перестали отвечать. Я звоню Делии? В ответ - как? а Вы не знали? Мы выбрали местную организацию, ООО"ЛУКойл-ВолгоградНИПИморнефть", Вам письмо с официальным отказом отправить?
А мы сотрудников уже под этот проект выделили, по другим фронтам отказали. Так что мне кажется этот "тендер" - просто необходимость, сразу официально свою структуру назначить нельзя было.
Урай? Похоже у Вас большой интерес, Когалым на вас и и ямале будет экспериментировать?
В первую очередь это - Толумы, Ю-Тарасовское, Тальники?
В отношении к людям, как говорится узнаю брата колю?
Пообщался с Ритеком, много интересного, но подробнее это уже завтра с утра. Сегодня был тяжелый день, так что я выдохся, в общем всем пока!
П.С. Во избежании возможности нанесения ущерба своей шкуре, зная своих коллег и "друзей" по Лукойлу ни на какие вопросы касающиеся производственной деятельности объединения я отвечать не буду, в том числе по нашим проектам ВГВ. Заранее прошу никого не обижаться. Если кто работал в Лукойле вы меня поймете.
А что за старичек?
Если про Максутова - то это тот человек, который говорит: это ново, надо попробовать. Есть другие: это ново, нафиг нужно.
Понимаю насчет своей организации.Тут обижаться не на что.
Извиняюсь, его я действительно забыл, в РИТЭКе много специалистов отвечающих за ВГВ
...оператором добычи нефти и газа, тоже в З.Сибири, но не в Урае
Когда то я работал в ЛУКойле
Поспрошал насчет совместных статей Дроздова с Савицким - ничего подобного не существует, мог быть один патент, где Дроздов мог быть его соавтором, но я проверил через ФИПС - тоже мимо.
Поскольку вода в отличии от газа несжимаема, то цикл закачки воды позволяет достичь более высоких темпов набора пластового давления
Так газ уже сжат в копрессоре. Кроме того, в пласте давление ниже чем на забое, поэтому при пластовом давлении никак сжиматься не должен...
Критерии есть в РД СибНИИНП
Ты какие РД имел ввиду?-79года"Руководство по проектированию и применению метода заводненя с газоводяными смесями"
СПЕ 24156 про DUWAG shella(сначала непрерывная закачка, потом WAG) - рисунок 16. Видно, что в первые годы WAG сильно проигрывает.
Поспрошал насчет совместных статей Дроздова с Савицким - ничего подобного не существует, мог быть один патент, где Дроздов мог быть его соавтором, но я проверил через ФИПС - тоже мимо.
У меня в моей базе данных есть такой документ Заявка на изобретение "способ нагнетания водогазовой смеси" Авторы Савицкий Н.В., Борткевич С.В., Стрижев И.Н., Дроздов А.Н., Сафиуллина Е.У., Терентьева О.А. RU2003133235 Е21В43/20. По статье действительно промашка, проверил есть статья Савицкий, Сафиуллина ... и есть Диссертация Сафиуллиной под руководством Дроздова, в моем восприятии они слились
Касательно газа, есть первае авторское свидетельство по ВГВ (АС № 92770) 1949 года, там прямо сказано, что появление данного изобретения вызвано необходимостью борьбы с высокими темпами падения пластового давления при закачке только газа. Можно даже просто провести аналогию, что газ в пласте работает как газовый компенсатор скачков давления в трубопроводе широко известный из гидравлики. А т.к. вторичные и темболее третичные методы у нас внедряются уже тогда когда пластовое давление посажено, то первоочередной задачей становится поднятие пластового давления до начального уровня, чему газ мешает...
По поводу
СПЕ 24156 про DUWAG shella(сначала непрерывная закачка, потом WAG) - рисунок 16. Видно, что в первые годы WAG сильно проигрывает.
могу сказать что на предыдущей странице мы дискуссию с этого и начали, да подтверждаю, что по всем зарубежным представлениям закачка только газа гораздо лучше чем ВГВ, особенно с точки зрения достигаемого КИНа.
Страницы