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!
Всеми неизвестными параметрами мы задаемся .. Ну хотя бы напишите по какому принципу вести расчет , где посмотреть , почитать ... Характеристики вытеснения , параметры , где формулы посмотреть .. может это как то по зависимостям берется ???? Скажите хотя бы вобщем ... Если не знаете , то где мне посмотреть Поискать можно ?
Помогите с литературой.
Я учусь сейчас в Heriot-Watt, и тему на индивидуальный проект дали: "Анализ ВГВ на Новогоднем месторождении. И почему оказалось неудачным?"
Есть ли у кого-нибудь информация по этой теме?
Буду благодарен за любые данные.
И еще кто-нибудь знает, как рассчитывается минимальное давление смесимости?
У кого-нибудь есть информация по ВГВ на Новогоднем месторождении.
Я учусь в Heriot-Watt и тема индивидуального проекта: "Анализ ВГВ на примере Новогоднего месторождения. И почему оказалось неэффективным?"
Буду благодарен за любые данные.
Минимальное давление смесимости рассчитывается в PVTi модуле Eclipse.
Надо рассчитать эксперименты по многократному смешиванию флюидов обоих видов: с конденсацией и с испарением.
Потом сравнить все три значения минимального давления смешивания, которые выдаются в отчете, соответственно по экспериментам одноконтактного смешивания, многоконтактного с конденсацией, многоконтактного с испарением. Минимальное из них значение будет началом смешивания. А максимальное обычно дает одноконтактное смешивание - это когда флюиды полностью смешиваются в любых пропорциях.
Более подробно можешь почитать в мануале
что-то было, правда в основном фотографии. В общем для более предметного разговора пиши в личку.
Что за дроздов Дроздов А.Н. и др.: «Техника и технология ВГВ», это что уже такая книжка вышла, что-то сомниваюсь. А вообще все труды Дроздова можно спросить на паралельной ветке у кобольда, это его ученик.
МДС (мин. давление смесим) можно также расчитать и в ручную, учитывая, как у нас многие знают эклипс получается даже точнее :-) а как это делается в принципе нормально расписанов в Латыпов и пр. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки газа / нефтяное хозяйство №11 2007 стр. 28
Кстати, кто нибудь встречал точную формулировку/определение процесса смесимости?
В литературе кто то называет это процесс смешивания флюидов...
Что это - взаимодействие флюидов на молекулярном уровне или это скорее всего относится больше к "диффузионному" процессу?
Вытеснение в режиме смесимости происходит в случае отсутствия границы раздела фаз между нефтью и вытесняющим агентом. т.е. когда полностью отсутствуют силы поверхностного натяжения.
Чем он тогда отличается от растворимости? Например растворимости газа в нефти...
в случае растворимости можно четко разделить две фазы - газ и жидкости из-за поверхностного натяжения, как уже писали раньше. при полной смесимости две, ранее независимые фазы, становятся одним целым
То есть, по-вашему, мы получаем третий флюид, а не смесь двух флюидов?
Мне кажется, что смесимость - это процесс полной диффуззии двух веществ в одном элементарном объеме в результате отстутствия поверхностного натяжения между ними.
Другими словами, взаимодействие между флюидами происходит на молекулярном уровне в результате изменения термобарических условий.
Нашла сегодня в описании к Eclipse PVTi:
The Minimum Miscibility Pressure (MMP) is the lowest pressure at which these two fluids will be single-phase for all possible blends of the two fluids)
Может здесь что-нибудь пригодится:
Закиров С.Н., Индрупский И.М. (ИПНГ РАН), Лёвочкин В.В., Фахретдинов Р.Н., Остапчук С.С. (ОАО «Газпром нефть»)
"Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении", Нефтяное Хозяйство, 12,2006
Поделитесь пожааааааалуйста...
glad(Cобака)72.ru
Спасибо.
удалось. только у меня хард сгорел и все удалилось, если у кого-нибудь еще есть возможность пришлите мне пожалуйста..Vostochka93(собака)gmail.com
а это есть у кого-нить:
1. Трофимов А.С. Альтернативность технологии заводнения на основе газовых методов повышения нефтеотдачи / С.А. Трофимов, С.В. Мигунова // 5-я науч.-техн. конф. в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: Тез. докл. – М., 2003. – С. 77-78.
2. Андреева Н. Н. Результаты опытно-промышленных работ водогазового воздействия на Самотлорском месторождении / Н.Н. Андреева, С.А. Трофимов, С.В. Мигунова // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Материалы Всерос. конф. – Ухта: УГТУ, 2003. – С. 190-191.
3. Андреева Н.Н. Газовые методы повышения нефтеотдачи / Н.Н. Андреева, С.А. Трофимов, С.В. Мигунова // Там же. – С. 191-193.
4. Андреева Н.Н. Утилизация попутного газа с целью увеличения нефтеотдачи / Н.Н. Андреева, С.А. Трофимов, С.В. Мигунова, С.В. Поняев // Междунар. науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – Т.1. – С. 87-88.
5. Трофимов А.С. Экологическое обоснование использования водогазового воздействия в условиях Западной Сибири / С.А. Трофимов, Е.И. Гаврилов, С.В. Мигунова // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Междунар. симпоз. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. – С. 387-388.
6. Трофимов А.С. Газовые методы увеличения нефтеотдачи / С.А. Трофимов, С.В. Мигунова, С.В. Поняев // Там же. – С. 400-403.
7. Трофимов А.С. Результаты водогазового воздействия на пласт АВ11 Самотлорского месторождения / С.А. Трофимов, С.В. Мигунова, С.В. Поняев // Там же. – С.410-411.
8. Трофимов А.С. Газовое и водогазовое воздействие с использованием методов регулирования на Самотлорском месторождении / С.А. Трофимов, Н.Р. Кривова, С.П. Шатило, С.В. Гусев, А.Л. Зарубин, Ф.Ф. Галлиев, И.Д. Гилимьянов, С.В. Мигунова // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: IV Междунар. симпоз. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2005. – С. 216-223.
9. Трофимов А.С. Водогазовое воздействие / С.А. Трофимов, С.В. Мигунова, И.Е. Платонов, С.Т. Полищук// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: 6-я науч.-техн. конф. посвящ. 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: Тез. докл. – М., 2005. – Т.1. – С. 146-147.
10. Трофимов А.С. Проблемы и методы повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири / С.А. Трофимов, С.В. Мигунова, Н.В. Лубягина // Надежность, транспорт, экономика: Сб. науч. тр. – Нижневартовск: Изд-во Нижневартовского гуманит. ун-та, 2006. – С. 233-237.
11. Трофимов А.С. Разработка методов регулирования газового и водогазового воздействия / А.С. Трофимов, Н.Р. Кривова, С.В. Мигунова, Ф.Ф. Галиев, И. Е. Платонов, С. В. Госев // Вестник Недропользователя. – 2006. – № 17. – С. 65-68.
12. Мигунова С.В. Результаты моделирования водогазового воздействия на Мыхпайском месторождении / С.В. Мигунова, В.Г. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 8. – С. 75-78.
а есть эта статейка?? не могли бы скинуть на vostochka93(собака)gmail.com?
Добрый день коллеги)
Кто-нибудь может кинуть ссылку нарасчет минимального давления смесимости по корреляциям...
Нашла одну в статье Усманова, Талипова "Разработка технико-физического обоснования ВГВ на опытном участке Меретояхинского месторождения с целью увеличения нефтеотдачи"... там они приврдят пример..
Но не сказано, откуда корреляция, почему они ее выбрали как оптимальную и для каких нефтей применяется...
Кто-нибудь прольет свет..
Кто нибудь может порядок цифр назвать сколько будет стоить оборудование для внедрения ВГВ? 50 млн.??? 100 млн.???
вопрос теоретический: в какой породе ВГВ будет наиболее эффективной в гидрофильной или гидрофобной? и как в теории ведет себя мелкодисперсная фаза в этих породах? сам процесс вытеснения как то зависит от фобности?
Все зависит от технологии ВГВ: попеременная, совместная закачка воды и газа или же закачка смеси воды и газа.
В гидрофобном коллекторе существует опасность прорыва воды к добывающим скважинам и образование так называемых "языков", так как нефть смачивает стенки пор.
В гидрофильном - проблема прорыва газа..
Для гидрофильной породы наиболее предпочтителен 0:1 WAG ratio (continuous gas injection), для гидрофобной - 1:1 WAG ratio.
Всех поздравляю с Праздником!
Всех благ, успехов в нашем нелегком труде, вобщем - по-больше нефти и денег! )))
Товарищи коллеги, у кого есть мысли по поводу того, что на моделях от МВГС получаем хороший эффект, а в реальности на месторождниях эффекта нет (по крайней мере на тех что я изучал). В чем дело? Может изначально в симуляторах заложена математика при которой всегда будет положительный прирост добычи нефти (уменьшение остаточной нефти ячейки - доотмывание) или что то другое? Вообще кто-то видел своими глазами значительный рост добычи нефти, уменьшение обводненности после начала закачки водогазовой смеси, который нельзя объяснить другими мероприятиями.
О каком эффекте в докладе Савицкого идет речь, и за счет чего получили прирост в добыче? Можно по подробнее?
нет там такого, брешет ваш Савицкий
газ, кстати, перестали качать ещё в том году, по какой причине не знаю, возможно как раз из-за отсутствия эффекта.
работаю в компании, занимающейся изготовлением пресловутых бустерных установок, по техническим вопросам с радостью отвечу
Вообще ВГВ можно смоделировать в Eclipse? На каком модуле все это делатся?если можно по-подробнее, плиз
В eclipse compositional () можно практически любой процесс смоделировать - качай любую смесь (WINJMIX, WINJGAS), в т.ч. многокомпонентную (соленую) воду.
Просто для WAG есть отдельное ключевое слово (WELLWAG) - для организации циклов закачки.
Посоветуйте, пожалуйста.
Происходит моделирование ВГВ на е300.
Закачиваем туда сухой по составу газ, и происходит следующее: Он при высоком давлении нагнетания, моментально растворяется в нефти.
Как я думал, то моментального растворения газа в нейти быть не может.
Есть ли инструмент, чтобы отключить это растворение, или увеличить время этого процесса.
Кто в курсе - подскажите.
Помогите пожалуйста с материалом во ВГВ. Интересует теория, оборудование , в общем все , что может пригодиться.
Кто может вышлите пожалуйста на мыло: kv1q1985@yandex.ru
Закачиваем туда сухой по составу газ, и происходит следующее: Он при высоком давлении нагнетания, моментально растворяется в нефти.
Как я думал, то моментального растворения газа в нейти быть не может.
Есть ли инструмент, чтобы отключить это растворение, или увеличить время этого процесса.
Кто в курсе - подскажите.
А что вы ожидали?
Термодинамику выключить нельзя.
Вы описываете процессы фазовых переходов уравнением состояния, которое не учитывает время.
Да, но неужели думаете, что под давлением газ не растворится в нефти за месяц?
Часть газа обязательно мгновенно растворится в нефти. Заметьте, на процесс приготовления Coca-Cola не уходят годы.
То что моделируют без лабораторных исследований и понимания это прекрасно.
привет! бегло пролистал тему, которая показалась весьма интересной. Сам я инженер-технолог, заканчиваю магистратуру (заинтересовался сначала зарубежным опытом закачки со2 в пласт - далее утилизацией попутного нефтяного газа (ибо актуально?)) и в итоге вышел на водогазовое воздействие))) Щедрых и добрых к зелени" прошу поделиться прежде всего диссертациями Егорова, Макатрова, Вафина, Ямбаева, Зарипова, Макатрова, Вафина, Зарипова, Лискевича и Kulkarni, а так же наиболее полезными книгами")) Особенно прошу расщедриться Igor.V.Barinov)) не потому что добрый, но потому что судя по всему дядя толковый с опытом") ящик radiohead4@rambler.ru . Есть вопрос для начала такой.. если говорить о сжигании на турбинах попутного газа (какого состава? для данных целей - выработка электроэнергии) можно ли говорить вообще о последующей утилизации этих газов (выхлопных)..с составом основных компонентов в 20% Со2 и 80% азота ну и кислород конечно") ?
П/с..Говоря о зелени)))я имею в виду не деньги, но возраст"))
Добрый день!!
Кто-нибудь занимался расчетами по экономике с применением ВГВ???
Есть информация по стоимость оборудования для закачки газа (установка устьевого оборудования для более высокого давления на имеющихся нагнетательных скважинах), стоимости компрессорного оборудования (производительность - 20000 м3 в сут.) ???
Планируется бурение 1 газонагнетательной скважины. В остальных вариантах используются имеющиеся нагнетательные скважины. То есть нужно дополнительно оборудовать эти скважины для закачки газа. Нужны отдельные трубопроводы высокого даления для подачи газа, поскольку будет последовательная закачка воды и газа (WAG).
Операционные затраты (затраты на закачку газа -руб./тыс.м3), капитальные затраты на подготовку газа .
Можете помочь? моя почта lera-sv@mail.ru
Здравствуйте! завтра еду на запуск скважины, которая положит начало внедрению ВГВ в одном нефтедобывающем регионе (не в России). Огромная просьба к специалистам в этой области помочь мне выявить слабые места в конкретной реализуемой схеме. Я выявил ряд моментов, но хотелось бы посоветоваться с экспертами. Всю информацию скину по перому же запросу, пишите в личку, плз.
Добрый день! Есть ли у кого-нибудь информация по капитальным и операционным затратам метода WAG или SWAG??? Если есть,просьба прислать на XaJIbI4@mail.ru! Заранее спасибо!
Здравствуйте!
Столкнулся с проблемой расчета компенсации при водогазовом воздействии (WAG с использованием CO2). Чтобы перевести объем газа из поверхностных условий в пластовые можно воспользоваться стандартной формулой pv=znRT. Где можно найти значения коэффициентов сжимаемости (z) для CO2 для различных температур и давлений?
Заранее благодарен за помощь.
CО2 , при 40 атм. переходит в жидкое состояние , и растворимость - как у сахара в воде . ... или что-то поменялось?
Правильно ли я понимаю что при WAG заводнении способ эксплуатации должен быть газлифтным. Если это так, то это вносит ограничение для минимально возможного Рзаб добывающих скважин (и соотв снижает депрессию и суточную добычу).
Страницы