У меня есть практический вопрос...
этот идиотский вопрос, к которому уже раз 10 наверное приходилось возвращаться
допустим, вот есть КВУ. Предположим, из пласта выходит чистая нефть. Вы снимаете кву дня два-три. какую плотность нефти использовать?
лично я извращалась уже по-всякому и пришла к простейшему решению использовать поверхностную плотность, ибо она максимальная, стало быть conservative. исхожу из предоположения, что разгазирование через два-три дня уже проходит. естественно она разгазируется только сверху до глубины начала разгазирования, но ведь давление растет постепенно, сверху нефть разгазируется, становится тяжелее и по идее она должна тонуть, а поступившая из пласта нефть всплывает наверх, где давление ниже и тоже разгазируется. по-моему, нефть должна быть разгазированной по всему стволу к концу замера кву. а вот технолог говорит, что если брать среднее между поверхностной и пластовой, это будет точнее, но где доказательства? и аргументирует температурой по стволу, но по-моему, она имеет наибольшее влияние до разгазирования, хотя не помню, если честно
нормальных способов посчитать плотность вдоль ствола в динамике нескольких дней я что-то не вижу. да и фиг с ней с динамикой. для пластового нужна средняя плотность, которая была в последний момент, кто как считает?
пс. программу pressure не советовать. она пересчитывает динамические уровни, там плотности получаются гораздо ближе к пластовым
Guzel вопрос показался интересным, вынес в отдельную тему... V.Volkov
Очень на занимательную физику похоже
Можно хорошо пофантазировать...
Уровень отбиваем в затрубе, стало быть когда затрубное давление возрастет до такой величины Рзатр,
что на некоторой глубине установится Рзатр+давление столба разгазированной нефти > Рнас, то нефть перестанет разгазироваться.
1) Ставим себя на место "технолога" - значит останавливаемся и считаем среднюю плотность (вопрос только м.б. как именно считаем "среднюю" плотность).
2) Будет ли "тяжелая" нефть "тонуть" - надо оцениться из разности: плотностей нефти при Рнас и поверхностной (это вроде как Архимедова сила),
и величины затрубного давления (это столб газа), которое будет препятствовать "всплытию" и дальнейшему перераспределению фаз.
В таком случае нефть будет продолжать перераспределяться до тех пор, пока на границе разделения фаз не установится величина давления,
равная Рнас, чтобы в дальнейшем оставшемуся столбу нефти некуда было "всплывать". Поскольку весом столба газа можно пренебречь
по сравнению с весом столба жидкости, то на затрубе должно быть давление почти равное Рнас! При этом обычно затрубные манометры
имеют ограниченный рабочий предел по давлению и роста давления не должны выдержать, КВУ придется остановить.
3) Когда разгазированная нефть все же "утонет", то она окажется под давлением выше Рнас (за счет столба сверху),
но в таком случае этот объем разгазированной нефти должен "поглотить" часть газа из неразгазированной, т.е.
дальнейшего разгазирования так же не произойдет.
Если на практике случай 2) не происходит, то стало быть 1) или 3) точка зрения ближе к правде, но в них обеих плотность будет "средняя".
...или в пику фантазиям у кого-нить ссылка на источник найдется?
А почему нефть "поглотит" часть газа? В смысле газ обратно конденсируется в нефть? Но ведь для газа давление начала конденсации не будет равно давлению насыщения нефти. Этож гистерезис.
Если нефть в стволе полностью разгазирована, то какое ж давление будет на затрубе? Если Р затр = Р нас, стал быть нефть разгазировалась, если меньше то нет. При этом , как сказал предыдущий оратор, затрубные манометры имеют ограниченный предел по рабочему давлению. Так что предлагаю измерять процентное отношение Р затр к Р нас, и брать плотность как rho=rho(res)*(Pb-Pz)/Pb+rho(sur)*Pz/Pb или что-то в этом роде
у кого-нибудь есть РД39-014735-212-87 ? там было руководство по расчету статического давления, причем было всего несколько формул
только когда у меня было это РД, я целиком была поглощена расчетом динамического давления и почти не обратила внимания на этот раздел. только помню, что он там был
других источников не знаю
У нас в чем-то вроде PVTi считали вертикальный градиент плотности нефти в пласте. Задавали св-ва нефти, высоту столба, давление в какой-то точке этого столба, и получали на выходе зависимость плотности нефти от глубины. Для статических условий в стволе скважины такая оценка может подойти, мне кажется стоит попробовать в этом направлении покопать.
Еще дурацкий вопрос: при КВУ давление на одной и той же глубине в НКТ и затрубе не должно быть одинаковым? Или там насос мешает сообщаемости? Если бы не мешал, можно было бы промерить плотность нефти в НКТ, найти с какой глубины она становится постоянной и до забоя достчитать через ро*же*аш.
Если Р затр = Р нас, стал быть нефть разгазировалась, если меньше то нет.
а мне чето кажется, что наоборот. Р затр > Р нас не может быть, потому что разгазирование прекращается, часть газа остается в нефти. А если Р затр < Р нас, это значит, что весь газ какой мог вышел, а до давления насыщения не дошло, потому что газа на этот объем не хватило
надо бы ввести анонимное голосование, когда будет больше всяких вариантов
а то кву пользуются все, а высказываться не хотят. как-то же все считают, чем-то обосновывают
причем специализирующаяся на этом компания сиам пользуется программой pressure, по крайней мере так было несколько лет назад, а я используемый там алгоритм считаю совершенно неправомерным использовать, заниженное давление получается
Хоть однозначного ответа у меня нет но хотелось бы привнести немного практических соображений связанных с этим вопросом. С моей точки зрения брать половину суммы либо пластовую плотность не принципиально. Различие плотностей обычно не превышает 10%. В то же время я тут поговорил с людьми которые вплотную занимаются вопросами пересчета и корреляциями скоростей звука для уровнемеров и согласно производственному опыту даже с очень хорошей корреляцией скорости звука (сделанной чуть ли не конкретно для данного месторождения) ошибка определения уровня (поскольку речь идет о КВУ) находится на том же самом уровне. А если вспомнить про другие факторы типа пены то 10% покажутся завидной точностью.
Это еще простейший случай без воды. Мой рецепт - анализ неопределенности... Все зависит от газосодержания, но по моим прекидкам разница будет не принцыпиальна... Анализ неопределенности даст ответ... Я сейчас только так и делаю, по некоторым скважинам разница в пластовом достигает 100 %, правда у меня еще процент воды варируется !!!
+1, тут действительно больше погрешности может быть не из-за плотности, а из-за отбивки уровня собственно
А что ты по КВУ собралась определить? плотность или что то другое? На сколько я смог разобраться в твоих строках, то ты замеряешь уровень а жидкость поступает. Думаю я бы ориентировался на показания манометра на затрубе. А может у тебя еще стоит эцн. Иначе зачем тебе кву, ты бы квд сняла.
Я раньше видел что ты себя обозначала что ты работаешь в Шелл, в шелл тут никто не работает, а работают в сп, салым пд или сахэнерго, видимо у Вас стоят Реда а у них стоит датчик давления. Можно посмотреть нижнее давление и верхнее, отстрелять уровень и пересчитать все в среднюю плотность.
Но сама цель кву для меня представляется, это оценка подвижности KH, скина и типа пласта его формы оценить пластовое давление я думаю будет очень сложно из за короткого срока исследования 2-3 дня (сомневаюсь что у Вас дебиты по 1000 т в сутки) и не возможности точно пересчитывать уровни в забойные давления.
А найти реальные корреляции практически не возможно без прямого замера давления, так как плотность флюида в затрубе зависит как минимут от процента воды, газосодержании в обоих жидкостях, времени, вязкости, давления над уровнем.
Вообще я не знаю решена ли данная задача на западе, замер забойного давления путем отстрела уровня и все. Я слышал что фирма эхометр, выпускающая, эхолоты, дают в комплекте простой лэптоп, где есть программка, которая пересчитывает в давления.
У меня вот такое мнение.
*****
По поводу других погрешностей, если так думать, то никогда точнее не сделаешь, нужно разделять разные погрешности и решать что с ними делать отдельно. По скорости звука многое зависит от затрубного давления, до 15-20 атм погрешности не большие, хотя надо смотреть и на состав газа тоже, но в моих условиях так...
меня же на данный момент статический уровень волнует больше. да, неправильный учет плотности нефти при нулевой обводненности все равно даст погрешность в пределах только 5%, но в моем случае это будет систематическое прибавление 5%, а систематических ошибок лучше избегать
По поводу уровня и эхометрирования, сейчас делаем иссл работу, спускаем прибор в НКТ поинтервально в рабочуу скважину. В месте где уровень имеется температурная аномалия. Предварительно, сходимость (у нас на наших объектах) хорошая, вылетающие скважины есть, но это скважины на которых отжымается пена, есть где наоборот сходиться. Отклонения от известной методики приличные ~ 500м. Разбераемся дальше, холодно, исследования затормозились пока
По статике, отклонения по пене (ошибка) конечно ниже (в следствии того что уровень выше), но и в конце КВУ, точность требуется тоже выше, так что тут согласиться не могу. Визде погрешности критичны...
Возможно. что засиделся я...
Завтра спрошу у Кибакиной и Миленко Цимича за тебя. Какой ты супер интерпретатор. Чувило.
Оскорбление других участников недопустимо. Предупреждение... V.Volkov
Но один суперинтерпретатор уже нарисовался
Оскорбление других участников недопустимо. Предупреждение... V.Volkov
Гузель,
предлагаю если есть возможность при проведении КВД замерять уровень и затрубное. Их сравнение я думаю много чего даст в смысле выявления ошибок. А по плотности и делать ничего не надо если есть данные КВД. При спуске и подьеме прибора всегда снимается давление и пересчитвывается плотность флюида.
*******
2 Guzel.
Привет....если ты решаешь производственную проблему, то, по моему, ты слишком глубоко копаешь....... если у вас есть возможность снятия КВУ в течение 3-х дней, то разгазирование уже не имеет такого влияния. За три дня столб нефти в скважине полностью разгазируется и наступит равновесие - т.е. скважина сама себя заглушит и ничего из пласта поступать уже не будет. Но это лишь в том случае, если скважине не фонтанирует. Если же фонтанирует, то здесь с высокой точностью в полевых условиях (с помощью бумажки и ручки) точно посчитать забойное будет практически невозможно.
Я руководствуюсь принципом, декларируемым нашим новым техническим директором - Underpromise and overdeliver. Для дизайна УЭЦН, тем более когда бюджет позволяет покупать нормальное оборудование (с частотником), на мой взгляд вполне можно использовать значения в плотности в пластовых условиях а потом подобрать режим скважины путем подбора необходимой частоты. Конечно, потенциал скважины в данном случае будет занижен. Если же вам повезло и у вас еще есть датчик давления на приеме насоса, то здесь можно подобрать "среднюю плотность", тогда рассчет забойного (а при остановленной скважине и пластового) давления будет поточнее.
Если такой подход не устраивает, залезь в Prosper Help, там достаточно неплохое описание применяемых корреляций. Попробуй поиграться с ними.
Удачи.......
Поджимает децл. Вот вот нашелся один из энерго, вот я и хотел бы у тебя спросить. Чем Вы ребята там занимаетесь с 11 скважинами? Опыт прет? Я без издевок. Хотел бы еще по другому спросить, что Вы там оптимизируете, ГТМ ? Модели? Инициатива приветствуется?
За себя скажу, вопрос непраздный для меня, че скрывать фонд на пильтуне у Вас небольшой. Другая платформа только пришла. Что там можно оптимизировать со стороны разработки или анализировать, если добыча то не больше 10 лет.
Приеду к родителям обязательно поговорю с местными спецами.
Я к стати сам с Сахалина.
УУУУУУУ.....вижу на разных языках говорим мы с тобой....надеюсь пока......я полтора года назад так же все воспринимал.........и в голове у меня представлялись ремонты 40 бригадами конвеерным методом, и по 30-40 ГРП в месяц........
А теперь непосредственно ответы на вопросы......
Не пильтун, а астох (в принципе месторождение одно, но два объекта разработуи)........не 11 скважин а 17 (если ты силен в оптимизации, то наверняка знаешь что система добычи состоит из добывающих и нагнетательных скважин, поверхностного оборудования и собственно "резервуара")........и каких скважин!!!! я думаю не много в россии контор найдтся у которых столько высокодебитных фонтанирующих скважин, работающих с постоянным максимально возможным дебитом на протяжении 10 лет есть.......вот эту сстему добычи мы и оптимизируем.......судя по тому как эти скважины работают, оптимизируем неплохо........
Не хочу тебя удивлять сильно, но помимо "другой платформы" недавно пришла еще и третья.........
Инициатива приветствуется, только, как ты сам сказал, на таком небольшом фонде особо не разгуляешься.....
А про череп я спросил, потому, что не зная предмета, лучше не делать ответственных заявлений..........(это я насчет того, что "никто тут в Шелл не работает").........
Удачи...
[quote name='Растоффский' date='24.1.2008, 6:45' post='12872']
Спасибо что ответил не сильно пальцами широко раскидывая. Извини данные оказались старыми. Но с порядком цифр я не ошибся. Почему начал спрашивать. Знаю как многие из местных энергят любят заявлять о важности и шельстве. Я смеюсь. Почему спросил про занятия, потому что думаю что Вас посещают мысли, типа а че я тут высиживаю, с 17 скважинами которые дают много, реально я повлиять не могу на ход событий, думаю это делается коллегиально и решение не за русскими инженерами недавно оттучившиемся в хериоте, а за старыми экспатами и друзьями на родине тюльпанов и лондон-баре..
Т.е. если узко сидеть на этом филде думаю опыта различного не наберешь, даже если и платют нормально. Делаю догадку высиживают в надежде релокации куда нибудь поинтереснее.
Извини не знал строение залежей П-А, хорошо что ты этим пантонулся. В 1998 году писал диплом по Аркутун-Даги, слава богу Сахнипи тогда в охе любезно дал мне материалы.
Почему эти скважины так тебе хорошо дают, думаю конечно тут влияние грамотных инженеров по цистернам, особенно учитывая что до недавнего времени добыча была только летом, т.е. не 10 а пять лет. Второе предполагаю что с большой волны вы вбуривали свои горизонталки в самый центр купола, не мудрено от чего так круто прет, третье я бы не стал сравнивать, супер просчитанный друзьями из хуенморгии, пильтун с оншор месторождениями. Кстати ты СЭРАй скважину тоже в фонд записал?
К чему вообще эта вся чешуя. Это я к тому что ты наверно думаешь что ты типа шаришь я тут лапти плету. У меня в регионе порядка 100 месторождений разных по размеру и фонды начанаются от 100 скв. Недавно я работал на Талинке там порядка 7200 скважин. И я не ГТМ шик, как тебе возможно показалось. Задачи другие хотя они у всех одни и теже и все это одно целое. Это Вотерфлад инитиатив и Сайт Треки.
Пожелай мне удачи, младший товарищ с Сахалина. Кто бы мне чимчи бы прислал. Летом приеду.
Дискуссия конечно пошла не по теме. Но за Растоффского добавлю, что я думаю у них по этим 17 скважинам да и вообще данных с которыми работать намного больше чем у Вас по 100 месторождениям вместе взятым. Причем есть такие, те же MDT, NMR и т.д. про которые вы только в книжках читали. Когда скважина стоит 100 млн, а не 1.5, то работы чтобы понять и предсказать данное месторождение намного больше и она сложнее чем когда когда на потоке 40 ГТМ-в в месяц
Да. Прижиму тут и не было. А теперь вопрос. Где сложнее анализ, где тысячу неопределенностей или же где их нет. Тысячу это у нас, и нет или немного это там где смартвеллы и замер газового фактора и так далее.
А в другом согласен.
Как мне понравился сказал мой коллега. На коллекторах как в Сауди, моя бабушка может заниматься разработкой и быть инженером разработчиком.
Прочитать книжки на английском и сдать тест получить диплом Хериота это не из моей истории.
Кстати, почему 6 флагов закрыли что возле релаент стадиона?
мдее... после прочитки сего поста и писать то ничего не хоцца....
Сфера ответсвенности. Да ладно на себя бы обратил внимание, отсиделся в ТННЦ и вылез в БЕ восток, умник.
Хоть убей не вижу я в тебе никакого опыта и тем более заслуживающего меня критиковать. Я отхерачил в полях. А ты отсиделся в ТННЦ, летая в облаках ЦКР. Хорошо что понял наверное что проектная деятельность это полная бурда и ничего общего она не имеет с реальной работой. А потуги которые там вместе с Настей делали, сводятся использованию моделек которые слобали умные ребята да и подготовка av фм ов для защиты перед Брезицким.
Думаю дальше не имеет смысла болтать с тобой.
to Jfk, Pwl, Растоффский, VIT: Тема почищена. Просьба не оффтопить, общаться только по теме.
Отношения выясняем через личные сообщения.
С уважением, Владимир
Вообще тема то моя изначально, т.е. надо было весь конструктив в "Гидродинамические исследования скважин". А оффтоп куда нить в болталку, может быть еще какая нить ветка про Шелл поучаствоала бы.
Оффтоп я не удалял, а просто скрыл... Хотел сегодня разделить тему...
Гузель, вы искали РД 39....
пишите в личку...
Итак, будем считать, что на момент окончания КВУ давление на забое равно текущему пластовому.
Рассмотрим два варианта:
1. Рпл текущее>Рнас, тогда нефть на забое газонасыщенная и ее плотность ближе к пластовой. В этом случае где-то в стволе находится уровень, на котором Р=Рнас, все что выше будето частично дегазированно и плотность будет ближе к поверхностной. В данном случае прав технолог, когда берет среднюю плотность.
2. Рпл<Рнас, тогда нефть на забое при ненулевом Рзатр частично дегазированная и ее плотность ближе к поверхностной. В данном случае правы вы, когда оперируете поверхностной плотностью.
3. Обе оценки имеют погрешность, которая сравнима с погрешностью определения уровня. Осталось понять для чего нам это пластовое давление и осознанно прибиваться к оценке сверху или снизу.