Окт 07
Возник следующий вопрос. Пусть у нас есть подошвенная вода. Мы устанавливаем забойное давление такое, чтобы водяной конус был стационарным. Зависит ли у нас кин(точнее накопленная добыча) от депрессии которую мы установили?(при условии что при всех рассматриваемых депрессиях конус стационарен)
Опубликовано
31 Окт 2007
Активность
14
ответов
4422
просмотра
9
участников
1
Рейтинг
Сколько я ни делал расчетов на моделях с подстилающей водой... у меня всегда получалось, что чем быстрее добываешь, тем больше КИН.
Т.е. с увеличением депрессии, получаем конус, быстрый прорыв воды, большие обводненности, но суммарно накопленная добыча выше.
Причем для разных вязкостей, получалось одно и то же.
Но это все в теории, на практике, как правило добыча с большой обводненностью сопряжена со следующими трудностями:
- ограничение на объектах наземной инфраструктуры по сбросу воды на УПСВ.
- увеличение OPEX - требуется, например, больше электроэнернгии на подъем большего кол-ва жидкости.
- ограничение пропускной способности выкидных и сборных трубопроводов.
Справедливо для высокопродуктивных пластов. Называется ФОЖ - форсированный отбор жидкости.
В целом влияние конусообразования на КИН завязано через неоднородность пласта.
Сам считал много подобного ... но на пять лет (срок экономической оценки "проекта бурения ГС"). Результат - всегда выигрывали форсированные отборы. Но это на 5 лет, а вот КИН ...
С уважением,
Инженер (не специалист по КИН).
КИН считался за заданный период, лет 20-30. За этот период форсированные отборы тоже выигрывают...
Никому не нужны деньги через 100 лет... Есть такая штука дисконтирование, которая выгоду в 10% в конечном КИНе сведет к нулю, или точнее сделает ее отрицательной.
Да ты что ?!, это же идет вразрез с идеологией выкачать все до последний капли нефти ! Отобрать легкую нефть хочешь, получить сверхприбыль и смыться. Держава этого не допустит. Утвердят тебе за это схему по которой ты должен в течении 100 лет добывать пока сохраняется, цитата "общая рентабельность проекта".
Все тех. схемы/проекты разработки/и пр., которые последнее время утверждаются в ЦКР предусматривают преимущественно разбуривание по супер-плотной сетке (особенно для вязких нефтей) и ничего более. Плотная сетка дает высокие КИНы, и не за 100 лет.
Позиция гос-ва: Чем больше скважин => тем больше нефти => тем больше НК заплатит НДПИ.
Пример из жизни: Как можно на м-ии с извлекаемыми запасами 160 тыс. т утвердить вариант, в котором предусмомотрено бурение 8 скважин.
На временых срезах (30, 40 ... лет) текущие коэффициенты нефтеотдачи (говориться "текущий КИН"), как и сказал господин Волков, тем выше чем выше отбор жидкости. Конечные коэффициенты нефтеотдачи (что обычно и называют "КИН") не зависят от механизма обводнения, а зависят лишь от конечной нефтенасыщености на кривых ОФП (то есть от коэффициента вытеснения).
Некоторые пытаются хитрить и давать расчеты на 30 лет. Некоторые окончания расчета объединяют в пятилетки, то есть дают расчеты после 50-го года с шагом в 5 лет - внутри прячут халтуру. Регламент требует результат расчета до окончания разработки месторождения.
КИН в условиях конусообразования (в моем случае) по кривым вытеснения составил 0.12-0.15.
Модельный КИН - 0.6, после снижения коэфициента вытеснения до получения "проектного" - КИН составил 0.35.
Только так. Обоснование (если вы конечно занимаетесь отдачей модели на экспертизу) зависит от вашего полета фантазии.
Господин Волков, вы как человек "отхероваченый" считаете, можно ли давать обоснование КИН по результатам моделирования?
Ответ на данный вопрос и продолжение беседы перенесены в другую тему: Завышенный КИН в модели V.Volkov
Товарищи, кто-нибудь может подсказать литературу, где приводятся ограничения применения форсированных отборов (как нашу, так и буржуйскую)? В первую очередь интересует ограничение по вязкости.
Вкратце: имеется месторождение с вязкостью нефти в пласте 70 сП, мощность нефтенасыщенной части порядка 10 м, подстилающей воды - 50 м, проницаемость порядка 1000 мД. Планируется вести разработку на естественном режиме. Первоначальный вариант разработки с дебитам в районе 5-10 т/сут не удовлетворяет заказчика, посему хотят вести добычу УЭЦНами с предполагаемыми дебитам в 500 т/сут. Необходимо обосновать возможность такого варианта.
Может, наоборот, НЕвозможность?:)
Отнюдь, нашел статью по одной из залежей Ромашкинского месторождения. Похожий случай: активная подошвенная вода, нефть 50 сП, быстрое обводнение скважин. Различие, правда, в типах коллекторов - у них карбонатный с двойной пористостью, в нашем случае терригенный. В итоге по результатам проведения ФОЖ был получен положительный эффект.
Товарищи-специалисты, еще вопрос: имеется ли у буржуев понятие "ФОЖ", и если да, то как оно звучит (без калек-переводов с русского языка, предлагаемых мультитраном проч.). Ну или статьи сэпэе по подобной тематике в случае их наличия порекомендуйте пожалуйста.
Я даже не уверен что у нас есть общеупотрибимое понятие ФОЖ. Обычно в английсокм это все будет acceleration.
Для высокой вязкости (20-200сп) и подстилающей воды обычно бурят горизонталки. Добыча ведется газ лифт или ЭЦН. Вода будет прорываться в любом случае если только у вас не очень мощный коллектор/большие углы наклона с высокой вертикальной проницаемостью который позволит с рентабельными дебитами держать конус воды ниже скважин.
О, классика наша Самара-Нафтовская - вязкая нефть, подстилающая вода. У буржуев понятия ФОЖ не встречал, но в Самаре мы в основном форсировали с положительным (вроде как результатом). Найду график с примером добычи и динамики обводненности, скину.