Я подразумевал под BP = давление насыщения; на промысле мы априори принимали таковое отношение численно равным 0.8, считая что дальнейшее понижение приводит к всем известным негативным последствиям, хочу выяснить откуда это значение
Я подразумевал под BP = давление насыщения; на промысле мы априори принимали таковое отношение численно равным 0.8, считая что дальнейшее понижение приводит к всем известным негативным последствиям, хочу выяснить откуда это значение
Ну вообще в случае добычи при помощи ЭЦН логика примерно такая: исходя из опыта либо из рекоммендаций производителей ЭЦН подбирается максимально допустимое газосодержание на входе насоса (то есть такое при котором насос может работать в своей эффективной области). Исходя из этой велечины, используя Black oil correlations, подбирается оптимальное значение давления на входе в насос - то есть давление ниже давления насыщения при котором газосодержание меньше чем критическое. Это давление дальше пересчитывается в забойное давление, эта величина есть потенциальное забойное давление скважины. В большинтсве случае (в зависимсоти от глубины спуска насоса) это давление получится меньше чем Рнас, а значит и коэффициент о котором ты говоришь будет меньше 1. Хотя, например при небольшой глубине спуска насоса, это коэффициент может быть и больше 1.
Фрукт, я тоже много слышал про эмпирические коэффициенты 0.8 и 0.75 и 0.6. По-моему, лучше эти эмпирические коэффициенты оставить тем, кто о них говорит.
На мой взгляд важные факторы: 1) критическое Рзаб, при котором начинается интенсивный вынос песка 2) критическое Рзаб, при котором начинается конусообразование воды или газа 3) экономика (сколько ты готов платить за оборудование и будет ли его использование выгодным).
С газом на приеме насоса можно очень эффективно бороться, особенно при дебитах до 50 м3/сут. Конечно, чем больше газа на приеме, тем сложнее будет компоновка и, возможно, тем меньше протянет ЭЦН (см. п3).
На мой взгляд важные факторы: 1) критическое Рзаб, при котором начинается интенсивный вынос песка 2) критическое Рзаб, при котором начинается конусообразование воды или газа 3) экономика (сколько ты готов платить за оборудование и будет ли его использование выгодным).
добавлю еще: 4) максимальный динамический уровень 5) ограничения по наземной инфраструктуре, особенно при высоких значениях обводненности (WCT)
С газом на приеме насоса можно очень эффективно бороться, особенно при дебитах до 50 м3/сут. Конечно, чем больше газа на приеме, тем сложнее будет компоновка и, возможно, тем меньше протянет ЭЦН (см. п3).
С газом можно бороться до 200 м3/сут, тут ГФ много влияет, а чтоб ЭЦН протянул дольше применяйте вентильные двигатели
И выше можно бороться, просто в общем случае эффективность газосепараторов ЭЦНов снижается с ростом дебита, т.к. увеличивается скорость движения жидкости по сепаратору.
Rasty, наверняка слышали (работали) про Новометовский сепаратор-диспергатор ГДН - очень хорошая штука. Из зарубежных слышал об Advanced Gas Handler (Шлюмберже), насколько я понял, этот аппарат явл. неким диспергирующим устройством, разбивающим крупные пузыри газа и гомогенизирующим смесь. Личного опыта использования нет. Centrilift тоже предлагает систему GasMaster. Опыта работы с ней тоже, к сожалению, нет. Если кто работал с этим оборудованием, было бы интересно ознакомиться (камень в огород ТНК .
Ну и еще шлюмовский агрегат - Посейдон. Говорят, может качать хоть 99% газа. В РФ такие насосы еще, по-моему, не использовали, ибо дорого.
Вообще посмотрите проект разработки там есть минимально допустимое Рзаб для каждого пласта. В случае если Рзаб по факту ниже этой цифры теоретически возможно забрать лицензию на разработку месторождения, а учитывая что недра принадлежат государству надо кого то нипременно сажать в тюрьму. Снижение забойного давления на скважинах с высоким Гф приводит к невозможности достижения КИН и накопленная фактическая добыча уменьшаеться так что сажать, сажать и еще раз сажать геологов.
Посейдон использовался в Роснефти в Губкинском, ищите здесь губкинцев, но насколько я помню их использовали там где газосодержание на забое было значительно меньше 99%. AGH - это диспергирующие ступени, насколько я знаю это колеса с отверстиям в верхнем диске, отверстия находятся над той в зоной, в которой образуются газовые каверны, микроструйки перетекая вниз разбивают эти пузыри.
Вообще посмотрите проект разработки там есть минимально допустимое Рзаб для каждого пласта.
В проект разработки при необходимости можно внести изменения. Эта цифра если и есть в проекте, то скорей всего с потолка.
Цитата
Снижение забойного давления на скважинах с высоким Гф приводит к невозможности достижения КИН
Из-за чего? 1. Формирование в ПЗП пачки свободного газа? Ну и что? Он как сформировался, так и выйдет из ПЗП в скважину. Если конечно Рпл > Рнас. 2. Увеличение вязкости нефти из-за потери легких компонентов? Вряд ли это приведет к столь серьезным последствиям.
Все зависит от газового фактора и пр. причин относящимся к возможности эксплутации насоса т.е. скважины в установившемся режиме. А чем ниже будет забойное давление тем лучше. Но надо помнить любое сваливание в периодический фонд будет означать потери по добычи.
WCT - water cut или по-нашему обводненность И выше можно бороться, просто в общем случае эффективность газосепараторов ЭЦНов снижается с ростом дебита, т.к. увеличивается скорость движения жидкости по сепаратору.
Rasty, наверняка слышали (работали) про Новометовский сепаратор-диспергатор ГДН - очень хорошая штука. Из зарубежных слышал об Advanced Gas Handler (Шлюмберже), насколько я понял, этот аппарат явл. неким диспергирующим устройством, разбивающим крупные пузыри газа и гомогенизирующим смесь. Личного опыта использования нет. Centrilift тоже предлагает систему GasMaster. Опыта работы с ней тоже, к сожалению, нет. Если кто работал с этим оборудованием, было бы интересно ознакомиться (камень в огород ТНК .
Ну и еще шлюмовский агрегат - Посейдон. Говорят, может качать хоть 99% газа. В РФ такие насосы еще, по-моему, не использовали, ибо дорого.
Посейдон (2 или 3 агрегата) использовалиь в Бузулуке (Оренбургнефть, ТНК-ВР). Вроде бы дали хороший реультат. Газовый фактор до 800 , елси не ошибаюсь.
В проект разработки при необходимости можно внести изменения. Эта цифра если и есть в проекте, то скорей всего с потолка. Из-за чего? 1. Формирование в ПЗП пачки свободного газа? Ну и что? Он как сформировался, так и выйдет из ПЗП в скважину. Если конечно Рпл > Рнас. 2. Увеличение вязкости нефти из-за потери легких компонентов? Вряд ли это приведет к столь серьезным последствиям.
Вы мне объясните что это за пачка свободного газа и при каких условиях она якобы может образоваться в ПЗП если мы говорим о постоянной работе скважины. О вязкости нефти я даже не говорю, речь идет об истощении пластового давления как следствие снижение депресии следовательно производительности. Рпл-180 Рнас-240 Гф-500-1000 хоть два посейдона спустите скважина работать не будет на сухом трении далеко не уедешь. По стране куча месторождений бездарно загубленных при явном нарушении проекта разработки (минимально допустимого Рзаб).
что это за пачка свободного газа и при каких условиях она якобы может образоваться в ПЗП
1.При работе добывающей скважины в пласте формируется воронка депрессии. 2. Если Рзаб < Рнас, а Рпл > Рнас, существует радиус, на расстоянии которого от скважины Р=Рнас. Внутри этого радиуса Р < Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ. 3. Выделившийся газ сначала неподвижен, т.к. газонасыщенность меньше критической. Со временем, количество свободного газа увеличивается до критического значения и газ становится подвижным. 4. Т.к. Рзаб < Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину. 5. Возможно, что часть газа будет двигаться вверх. Но если Рпл будет поддерживаться выше Рнас, то формирования газовой шапки не будет. Если Рпл < Рнас, возможно формирование газовой шапки.
Цитата
речь идет об истощении пластового давления
Коллега, речь идет о ЗАБОЙНОМ давлении (см. название темы).
1.При работе добывающей скважины в пласте формируется воронка депрессии. 2. Если Рзаб < Рнас, а Рпл > Рнас, существует радиус, на расстоянии которого от скважины Р=Рнас. Внутри этого радиуса Р < Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ. 3. Выделившийся газ сначала неподвижен, т.к. газонасыщенность меньше критической. Со временем, количество свободного газа увеличивается до критического значения и газ становится подвижным. 4. Т.к. Рзаб < Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину. 5. Возможно, что часть газа будет двигаться вверх. Но если Рпл будет поддерживаться выше Рнас, то формирования газовой шапки не будет. Если Рпл < Рнас, возможно формирование газовой шапки. Коллега, речь идет о ЗАБОЙНОМ давлении (см. название темы).
Да а пластовое давление здесь ни причем? это взаимосвязанные величины Рпл-Рз я хотел сказать о том, что прежде чем сажать забойное давление необходимо четко понимать последствия этих действий. Насчет выдел-ся газа очень интересно вы помоему немного перепутали статичную систему с динамикой. По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться, потом вдруг бах и именно из ПЗП пошла пачка газа. Вспомните институтскую программу, там, например, структуры потока ГЖС. Выделившийся газ будет более подвижен чем пластовая жидкость поэтому он и находиться над динамическим уровнем а его V будет зависить от V-a жидкости (дебита) скважины.
По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться
Существует параметр критическая газонасыщенность. Так вот, пока газонасыщенность в пласте ниже критической, газ двигаться не будет. Как только газонасыщенность превысит критическое значение, газ станет подвижным.
Цитата
потом вдруг бах
Не потом вдруг, а когда газонасыщенность в пласте превысит критическое значение.
Цитата
Выделившийся газ будет более подвижен чем пластовая жидкость поэтому он и находиться над динамическим уровнем а его V будет зависить от V-a жидкости (дебита) скважины.
Выделившийся газ будет двигаться как вверх из-за того, что он легче нефти, так и в сторону меньшего давления. В нашем случае в сторону забоя. А динамический уровень это немного из другой темы.
Цитата
Да а пластовое давление здесь ни причем? это взаимосвязанные величины Рпл-Рз
Это взаимосвязанные, но РАЗНЫЕ параметры. Одно дело снизить забойное ниже Р насыщения, и совсем другое снизить пластовое ниже Рнас. При грамотном подходе снижение забойного давления ниже Рнас не приводит к снижению КИН. Повторяю, речь идет о забойном давлении.
Существует параметр критическая газонасыщенность. Так вот, пока газонасыщенность в пласте ниже критической, газ двигаться не будет. Как только газонасыщенность превысит критическое значение, газ станет подвижным.
Не потом вдруг, а когда газонасыщенность в пласте превысит критическое значение.
Выделившийся газ будет двигаться как вверх из-за того, что он легче нефти, так и в сторону меньшего давления. В нашем случае в сторону забоя. А динамический уровень это немного из другой темы.
Это взаимосвязанные, но РАЗНЫЕ параметры. Одно дело снизить забойное ниже Р насыщения, и совсем другое снизить пластовое ниже Рнас. При грамотном подходе снижение забойного давления ниже Рнас не приводит к снижению КИН. Повторяю, речь идет о забойном давлении.
Да очень тяжелый случай не будет образования "газовой пачки" в ПЗП, в образование газовой шапки в пласте при Рпл<Рнас еще поверить можно, но речь идет о водонапорном режиме, что в этом конкретном случае мало вероятно.
Интересна формулировка "грамотный подход" - это как если не секрет может научите? Ну и если вы не улавливаете взаимосвязь разных параметров, то уж извините я здесь ни при чем.
"По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться, потом вдруг бах и именно из ПЗП пошла пачка газа. Вспомните институтскую программу, там, например, структуры потока ГЖС." 2 sinqor в призабойной зоне именно так и будет "Бах" и пачка газа пришла в движение... потому что пориствя среда резервуара это на трубопровод и газовые пузырьки очень легко перекрывают отдельные поры..... знаете что такое разрыв потока в ЭЦНе(когда в рабочий аппарат попадает газ), насос при этом не может освободится от этого газа (если конечно жидкость не движется с определенной скоростью, т.е выше критической)? "это взаимосвязанные величины Рпл-Рз я хотел сказать о том," вы правы Пластовое и забойное связаные параметры, через значение скин-фактора, как вы наверняка знаете, потеря давления в 1-2ух метрах призабойной зоны может быть весьма существенна, т.о на забое давление может быть ниже насыщение а в пласте выше.... Также в пласте может существовать газовая шапка при пластовом давлении выше давления насыщения, пролистайте типы нефтяных ловушек, даже в водонапорном режиме пласт работает от энергии растворенного газа.
2 singor Грамотный подход, на мой взгляд, заключается в том чтобы максимально (с учетом факторов, перечисленных в начале данной ветки) снизить забойное давление, а пластовое поддерживать выше давления насыщения. Приток нефти в скважину в этом случае будет максимален.
И попрошу вас более корректно вести дискуссию, вместо того, чтобы грубить и сыпать штампами про бездарно загубленные месторождения, опишите лучше физику процесса, как он происходит по вашему мнению.
2 singor Грамотный подход, на мой взгляд, заключается в том чтобы максимально (с учетом факторов, перечисленных в начале данной ветки) снизить забойное давление, а пластовое поддерживать выше давления насыщения. Приток нефти в скважину в этом случае будет максимален.
И попрошу вас более корректно вести дискуссию, вместо того, чтобы грубить и сыпать штампами про бездарно загубленные месторождения, опишите лучше физику процесса, как он происходит по вашему мнению.
Да Вы правы это не труба, но в условиях движения (динамики) в пористой среде ПЗП газ в жидкости выделяеться равномерно вместе со снижением давления и как раз именно пузырьки газа будут выполнять функцию не идеального поршня за счет сил поверхностного натяжения (посмотрите движение ГЖС у Мищенко) По поводу газовой шапки либо она есть изначально, либо ее нет, если нет закачки рабочего агента то при Рпл<Рнас то пласт либо "схлопнеться" ну не полностью конечно но пористость и проницаемость изменяться, либо образуеться газовая шапка (зависит от литологии). (КИН) Если ведется закачка, то все будет зависеть от того насколько точно посчитана компенсация отбора для каждой конкретной скважины (в следствии неоднородности пластов) эффект не предсказуем от прорыва воды ППД (конуса), до истощения Рпл до величины не позволяющей вести отбор жидкости. (КИН)
Насчет грамотного подхода есть свое мнение - максимально продлить безводный период. по совковому конечно но меня так учили.
РГУ финишт? недоступно излагаете, непонятно мищенко-это не первоисточник.
Полностью согласен с коллегой Zorg. Отвечу на поставленный вопрос так: 1. Забойное давление должно быть минимальное (с учетом тех факторов, которые назвал Zorg). 2. Пластовое давление должно быть выше давления насыщения. 3. Учитывая эти два показателя можно найти потенциальный дебит скважины при забойном давлении ниже давления насыщения. В случае двухфазного потока, когда забойное давление ниже давления насыщения, рекомендуется потенциал скважины оценивать по формуле Вогеля:
qо/qмах = 1 – 0,2(Рзаб / Ро) - 0,8(Рзаб / Ро)2
qо qмах = 1 – 0,2(Рзаб / Ро) - 0,8(Рзаб / Ро)2
Где, qмах – потенциальный дебит скважины, qо - текущий дебит скважины, Рзаб – забойное давление, при котором определяется потенциал скважины, Ро – давление насыщения.
Пример:
Текущий дебит скважины равен 26 м3/сут. Давление насыщения 90 атм. Требуется определить потенциал скважины при забойном давлении равном 50 атм.
Определив потенциальные дебиты скважин и сравнив их с фактическими, можно наметить мероприятия по интенсификации добычи нефти. (Не показана линия дроби. 2 в конце формул – это квадрат)
товарищи вернитесь к главному вопросу человека, создавшего эту тему. Как конретно на промысле осуществить все ваши рассуждения?? мне конечно интересно, многое узнал но все же..
1.Я бы выделил несколько скважин со средними для залежи характеристиками и погонял бы их на разных депрессиях путем смены штуцера (фонтан), регулирования частоты (ЭЦН), регулирования числа качаний и длины хода (ШГН). При этом жедательно помимо прочего мерять содержание мех примесей.
2. Еще можно было бы посмотреть историю добычи по скважинам. Сравнить динамику обводненности, отказов ГНО, динамику КВЧ в зависимости от величины Рзаб, соотношения Рзаб/Рнас и т.д.
3. В НИПИ можно исследования керна организовать на предмет того, при каком перепаде давления начинается интенсивный вынос песка.
4. Возможно, имеет смысл идея погонять модель участка залежи с разными Рзаб в эклипсе и посмотреть, влияет ли как-то величина забойного давления на КИН. Хотя, почитав ветку модельеров, понял, как далеки могут быть модели от реальности.
В проект разработки при необходимости можно внести изменения. Эта цифра если и есть в проекте, то скорей всего с потолка. Из-за чего? 1. Формирование в ПЗП пачки свободного газа? Ну и что? Он как сформировался, так и выйдет из ПЗП в скважину. Если конечно Рпл > Рнас. 2. Увеличение вязкости нефти из-за потери легких компонентов? Вряд ли это приведет к столь серьезным последствиям.
Знаю пример серьезных последствий сильных снижений Рзаб на 60-70% ниже Рнас, причем с самого начала разработки. Газосодержание более 400, результат - стремительное обводнение.
товарищи вернитесь к главному вопросу человека, создавшего эту тему. Как конретно на промысле осуществить все ваши рассуждения?? мне конечно интересно, многое узнал но все же..
А проблема в том (как и во многих областях нефтянки) что нет идеального решения - формулы. Все зависит от комбинации факторов. В целом же чем меньше забойное тем лучше, но разные факторы накладывают ограничения на этот простой подход
А проблема в том (как и во многих областях нефтянки) что нет идеального решения - формулы. Все зависит от комбинации факторов. В целом же чем меньше забойное тем лучше, но разные факторы накладывают ограничения на этот простой подход
Знаю пример серьезных последствий сильных снижений Рзаб на 60-70% ниже Рнас, причем с самого начала разработки. Газосодержание более 400, результат - стремительное обводнение.
А что за вода - подошвенная, краевая или ППД? Газа многовато...но не критично для мех добычи.
А вода если с ППД, может: 1) слишком много качали 2) качали выше давления гидроразрыва, а сетка ориентирована неудачно (трещины от нагнетательных идут к добывающим) 3) коллектор трещинный 4) есть высокопроницаемый "обводняющийся" пропласток
Нефть с высоким ГФ, вязкость низкая должна быть...близкая к воде (около 1 спз). Само по себе снижение Рзаб не должно привести к "стремительному обводнению". Тут сработало что-то из вышеперечисленного, или еще что-нибудь.
ООО «ТД «Дрогобыч cкий Машиностроительный Завод» является одним из крупнейших в Украине производителей современного газораспределительного и нефтегазо-промышленного оборудования. Предприятие производит газораспределительные станции любой производительности, полной заводской готовности, фильтры газовые, ёмкости, блочные и шкафные, газорегулирующие пункты. Завод освоил выпуск широкой гаммы нефтепромышленного оборудования, калибраторов, центраторов, элеваторов корпусных, ловильного инструмента (колокола, метчики, труболовки), переводников и запчастей для буровых насосов (втулки, клапана, штоки, поршни). Оснащённый универсальным и специальным металлорежущим оборудованием, завод имеет значительную технологическую маневренность. Это позволяет производить продукциюдля разных отраслей промышленности. На заводе произведена аттестация производства и получен сертификат сертификат системы сертификации Укр СЕПРО на соответствие системы управления качеством и требованиям ДСТУISO 9001-2001. В связи с этим предлагаем компании сотрудничество по продвижению продукции ООО «ТД «Дрогобычского Машиностроительного Завода»
С Уважением! ООО «Торговый дом «ДМЗ» Петюх Ярослав Анатольевич Украина, 01015, г. Киев, ул. Редутная, 54-а тел/факс:+38(044)288 68 48 моб.:+38(097)496-70-33 моб.:+38(068)127-37-08 dmz-vat@mail.ru www.dmz-vat.com
Вообще посмотрите проект разработки там есть минимально допустимое Рзаб для каждого пласта. В случае если Рзаб по факту ниже этой цифры теоретически возможно забрать лицензию на разработку месторождения, а учитывая что недра принадлежат государству надо кого то нипременно сажать в тюрьму. Снижение забойного давления на скважинах с высоким Гф приводит к невозможности достижения КИН и накопленная фактическая добыча уменьшаеться так что сажать, сажать и еще раз сажать геологов.
Слежу за этой темой т.к. очень наболевшая, хотелось бы услышать конструктивные соображенния типа высказанных Zorg и Юрой тут вроде как инженеры собрались а не идеологи и высказывания за патриотизм и государство и "сажать" тут помоему излишне (и то и другое в гробу видал ), вместо этого всем собравшимся тут я думаю хотелось бы услышать конкретные пояснения по каким "высоким соображениям" в проектах указывается минимально допустимое забойное давление. Ну либо ссылку на отечественную литературу где без излишнего словоблудства четко изложен инженерный подход.
.... всем собравшимся тут я думаю хотелось бы услышать конкретные пояснения по каким "высоким соображениям" в проектах указывается минимально допустимое забойное давление. Ну либо ссылку на отечественную литературу где без излишнего словоблудства четко изложен инженерный подход.
На газовых месторождениях (простите я не нефтянник) в проектах должны указываться минимальные величины по двум причинам: 1) дальше будет идти проект обустройства 2) а еще дальше экспертиза проектов... посмотрите регламенты на составление проектной документации;
1.Я бы выделил несколько скважин со средними для залежи характеристиками и погонял бы их на разных депрессиях путем смены штуцера (фонтан), регулирования частоты (ЭЦН), регулирования числа качаний и длины хода (ШГН). При этом жедательно помимо прочего мерять содержание мех примесей.
2. Еще можно было бы посмотреть историю добычи по скважинам. Сравнить динамику обводненности, отказов ГНО, динамику КВЧ в зависимости от величины Рзаб, соотношения Рзаб/Рнас и т.д.
3. В НИПИ можно исследования керна организовать на предмет того, при каком перепаде давления начинается интенсивный вынос песка.
4. Возможно, имеет смысл идея погонять модель участка залежи с разными Рзаб в эклипсе и посмотреть, влияет ли как-то величина забойного давления на КИН. Хотя, почитав ветку модельеров, понял, как далеки могут быть модели от реальности.
по-моему четвертый пункт тут лишний...вы же сами читали ветку модельеров...а первые три - это просто отличное руководство к действию
Согласен с Zorg'ом. Для начала нужно сформулировать факторы, которые могут ограничивать забойное давление. К перечисленным выше, я бы добавил эффективность заводнения: если вода мобильнее нефти, то большая депресссия приведёт к быстрому прорыву воды и понижению КИН.
Как писал Zorg, в случае Pпл > Pнас > Pзаб вокруг скважины в пласте образуется круг где давление меньше давления насыщения. Радиус этого круга легко посчитать, могу поделиться формулой, если кому интересно. Когда концентрация газа привысит критическую, он станет подвижным и на него будут дейстовать две силы: перепад давления будет тянуть к скважине, а сила Архимеда вверх. Очевидно, что в близи скважины будет доминировать первая сила, а на большом расстоянии вторая. В связи с этим два вопроса:
1) Встречал ли кто-нибудь формулу, которая бы помогла определить на каком расстоянии сила Архимеда начинает преобладать над тягой в сторону скважины? Мне попалась такая формула, но без вывода и ссылок. Сомневаюсь, правильная ли она.
2) Если пузырьки газа уходят в сторону более высокого давления, то растворятся ли они снова в нефти?
За "правилом" привязывать забойное давление к давлению насыщения, похоже, не стоит никакой физики. Нужно учитывать ещё, как минимум, пластовое давление. Если оно лишь немного превышает давление насыщения, то при Pзаб = 0.8*Pнас, значительная часть пласта будет находиться ниже давления насыщения. Если же пластовое давление намного выше давления насыщения и у скважины высокий скин, то можно забойное и значительно ниже 0.8 опускать.
Возможно, "правило" уходит корнями в формулу Вогеля. В авторитетных книгах пишут, что эта формула часто не согласуется с реальными данными. Распространение получила благодаря своей простоте. Рекомендуют использовать Фетковича.
Хотел бы поднять данную тему, т.к. даже сейчас она актуальна.
Столкнулся с такой проблемой, когда есть отдельные участки, где Рзаб ниже Рнас достаточно длительное время примерно в два раза, но скважина не газит. На других участках как только происходит снижение Рзаб до уровня Рнас, сразу по замеру растет газ. Давление насыщения чуть ниже пластового давления. Можно ли считать, что давление насыщение разное по всему месторождению? Возможно стоит уйти он давления насыщения и ориентироватся только по значению газового фактора?Т.е. если газовый фактор примерно равен газосодержанию(в пределах определенной погрешности), то считать, что скважина работает с Рзаб не ниже Рнас.
Нано, а что скажешь по части пластового давления(Рпл) по отношению к Рнас, на тех же отдельных участках где Рзаб ниже Рнас и на участках где Рзаб доходит до Рнас.
Нано, еще уточняющий вопрос. По отношению к структуре залежи где эти участки(скажем где Рзаб ниже Рнас в 2 раза) находятся. Например, "крылья структуры, сводовая часть" и т.д.
ЭЭЭ сорри... а что такое ВР?
Я подразумевал под BP = давление насыщения; на промысле мы априори принимали таковое отношение численно равным 0.8, считая что дальнейшее понижение приводит к всем известным негативным последствиям, хочу выяснить откуда это значение
исходя из опыта либо из рекоммендаций производителей ЭЦН подбирается максимально допустимое газосодержание на входе насоса (то есть такое при котором насос может работать в своей эффективной области). Исходя из этой велечины, используя Black oil correlations, подбирается оптимальное значение давления на входе в насос - то есть давление ниже давления насыщения при котором газосодержание меньше чем критическое. Это давление дальше пересчитывается в забойное давление, эта величина есть потенциальное забойное давление скважины. В большинтсве случае (в зависимсоти от глубины спуска насоса) это давление получится меньше чем Рнас, а значит и коэффициент о котором ты говоришь будет меньше 1.
Хотя, например при небольшой глубине спуска насоса, это коэффициент может быть и больше 1.
Фрукт, я тоже много слышал про эмпирические коэффициенты 0.8 и 0.75 и 0.6. По-моему, лучше эти эмпирические коэффициенты оставить тем, кто о них говорит.
На мой взгляд важные факторы:
1) критическое Рзаб, при котором начинается интенсивный вынос песка
2) критическое Рзаб, при котором начинается конусообразование воды или газа
3) экономика (сколько ты готов платить за оборудование и будет ли его использование выгодным).
С газом на приеме насоса можно очень эффективно бороться, особенно при дебитах до 50 м3/сут. Конечно, чем больше газа на приеме, тем сложнее будет компоновка и, возможно, тем меньше протянет ЭЦН (см. п3).
4) максимальный динамический уровень
5) ограничения по наземной инфраструктуре, особенно при высоких значениях обводненности (WCT)
С газом можно бороться до 200 м3/сут, тут ГФ много влияет, а чтоб ЭЦН протянул дольше применяйте вентильные двигатели
WCT это как расшифровывается
WCT - water cut или по-нашему обводненность
С газом можно бороться до 200 м3/сут
И выше можно бороться, просто в общем случае эффективность газосепараторов ЭЦНов снижается с ростом дебита, т.к. увеличивается скорость движения жидкости по сепаратору.
Rasty, наверняка слышали (работали) про Новометовский сепаратор-диспергатор ГДН - очень хорошая штука.
.
Из зарубежных слышал об Advanced Gas Handler (Шлюмберже), насколько я понял, этот аппарат явл. неким диспергирующим устройством, разбивающим крупные пузыри газа и гомогенизирующим смесь. Личного опыта использования нет. Centrilift тоже предлагает систему GasMaster. Опыта работы с ней тоже, к сожалению, нет. Если кто работал с этим оборудованием, было бы интересно ознакомиться (камень в огород ТНК
Ну и еще шлюмовский агрегат - Посейдон. Говорят, может качать хоть 99% газа. В РФ такие насосы еще, по-моему, не использовали, ибо дорого.
Вообще посмотрите проект разработки там есть минимально допустимое Рзаб для каждого пласта. В случае если Рзаб по факту ниже этой цифры теоретически возможно забрать лицензию на разработку месторождения, а учитывая что недра принадлежат государству надо кого то нипременно сажать в тюрьму. Снижение забойного давления на скважинах с высоким Гф приводит к невозможности достижения КИН и накопленная фактическая добыча уменьшаеться так что сажать, сажать и еще раз сажать геологов.
Посейдон использовался в Роснефти в Губкинском, ищите здесь губкинцев, но насколько я помню их использовали там где газосодержание на забое было значительно меньше 99%.
AGH - это диспергирующие ступени, насколько я знаю это колеса с отверстиям в верхнем диске, отверстия находятся над той в зоной, в которой образуются газовые каверны, микроструйки перетекая вниз разбивают эти пузыри.
Вообще посмотрите проект разработки там есть минимально допустимое Рзаб для каждого пласта.
В проект разработки при необходимости можно внести изменения. Эта цифра если и есть в проекте, то скорей всего с потолка.
Снижение забойного давления на скважинах с высоким Гф приводит к невозможности достижения КИН
Из-за чего?
1. Формирование в ПЗП пачки свободного газа? Ну и что? Он как сформировался, так и выйдет из ПЗП в скважину. Если конечно Рпл > Рнас.
2. Увеличение вязкости нефти из-за потери легких компонентов? Вряд ли это приведет к столь серьезным последствиям.
Все зависит от газового фактора и пр. причин относящимся к возможности эксплутации насоса т.е. скважины в установившемся режиме. А чем ниже будет забойное давление тем лучше. Но надо помнить любое сваливание в периодический фонд будет означать потери по добычи.
все вопросы по посейдонам к Ростофскому...
это он гадюка придумал их применять в ТНК-ВР :-D
опыт применения очень-очень успешный!!!!
Вы мне объясните что это за пачка свободного газа и при каких условиях она якобы может образоваться в ПЗП если мы говорим о постоянной работе скважины.
О вязкости нефти я даже не говорю, речь идет об истощении пластового давления как следствие снижение депресии следовательно производительности. Рпл-180 Рнас-240 Гф-500-1000 хоть два посейдона спустите скважина работать не будет на сухом трении далеко не уедешь. По стране куча месторождений бездарно загубленных при явном нарушении проекта разработки (минимально допустимого Рзаб).
что это за пачка свободного газа и при каких условиях она якобы может образоваться в ПЗП
1.При работе добывающей скважины в пласте формируется воронка депрессии.
2. Если Рзаб < Рнас, а Рпл > Рнас, существует радиус, на расстоянии которого от скважины Р=Рнас. Внутри этого радиуса Р < Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ.
3. Выделившийся газ сначала неподвижен, т.к. газонасыщенность меньше критической. Со временем, количество свободного газа увеличивается до критического значения и газ становится подвижным.
4. Т.к. Рзаб < Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину.
5. Возможно, что часть газа будет двигаться вверх. Но если Рпл будет поддерживаться выше Рнас, то формирования газовой шапки не будет. Если Рпл < Рнас, возможно формирование газовой шапки.
речь идет об истощении пластового давления
Коллега, речь идет о ЗАБОЙНОМ давлении (см. название темы).
Насчет выдел-ся газа очень интересно вы помоему немного перепутали статичную систему с динамикой. По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться, потом вдруг бах и именно из ПЗП пошла пачка газа. Вспомните институтскую программу, там, например, структуры потока ГЖС. Выделившийся газ будет более подвижен чем пластовая жидкость поэтому он и находиться над динамическим уровнем а его V будет зависить от V-a жидкости (дебита) скважины.
По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться
Существует параметр критическая газонасыщенность. Так вот, пока газонасыщенность в пласте ниже критической, газ двигаться не будет. Как только газонасыщенность превысит критическое значение, газ станет подвижным.
потом вдруг бах
Не потом вдруг, а когда газонасыщенность в пласте превысит критическое значение.
Выделившийся газ будет более подвижен чем пластовая жидкость поэтому он и находиться над динамическим уровнем а его V будет зависить от V-a жидкости (дебита) скважины.
Выделившийся газ будет двигаться как вверх из-за того, что он легче нефти, так и в сторону меньшего давления. В нашем случае в сторону забоя. А динамический уровень это немного из другой темы.
Да а пластовое давление здесь ни причем? это взаимосвязанные величины Рпл-Рз
Это взаимосвязанные, но РАЗНЫЕ параметры. Одно дело снизить забойное ниже Р насыщения, и совсем другое снизить пластовое ниже Рнас.
При грамотном подходе снижение забойного давления ниже Рнас не приводит к снижению КИН.
Повторяю, речь идет о забойном давлении.
Да очень тяжелый случай
Интересна формулировка "грамотный подход" - это как если не секрет может научите?
Ну и если вы не улавливаете взаимосвязь разных параметров, то уж извините я здесь ни при чем.
"По Вашему получается что газ останется а движение жидкости будет продолжаться, потом вдруг бах и именно из ПЗП пошла пачка газа. Вспомните институтскую программу, там, например, структуры потока ГЖС."
2 sinqor
в призабойной зоне именно так и будет "Бах" и пачка газа пришла в движение...
потому что пориствя среда резервуара это на трубопровод и газовые пузырьки очень легко перекрывают отдельные поры.....
знаете что такое разрыв потока в ЭЦНе(когда в рабочий аппарат попадает газ), насос при этом не может освободится от этого газа (если конечно жидкость не движется с определенной скоростью, т.е выше критической)?
"это взаимосвязанные величины Рпл-Рз я хотел сказать о том,"
вы правы Пластовое и забойное связаные параметры, через значение скин-фактора, как вы наверняка знаете, потеря давления в 1-2ух метрах призабойной зоны может быть весьма существенна, т.о на забое давление может быть ниже насыщение а в пласте выше....
Также в пласте может существовать газовая шапка при пластовом давлении выше давления насыщения, пролистайте типы нефтяных ловушек, даже в водонапорном режиме пласт работает от энергии растворенного газа.
2 singor
Грамотный подход, на мой взгляд, заключается в том чтобы максимально (с учетом факторов, перечисленных в начале данной ветки) снизить забойное давление, а пластовое поддерживать выше давления насыщения. Приток нефти в скважину в этом случае будет максимален.
И попрошу вас более корректно вести дискуссию, вместо того, чтобы грубить и сыпать штампами про бездарно загубленные месторождения, опишите лучше физику процесса, как он происходит по вашему мнению.
Да Вы правы это не труба, но в условиях движения (динамики) в пористой среде ПЗП газ в жидкости выделяеться равномерно вместе со снижением давления и как раз именно пузырьки газа будут выполнять функцию не идеального поршня за счет сил поверхностного натяжения (посмотрите движение ГЖС у Мищенко)
По поводу газовой шапки либо она есть изначально, либо ее нет, если нет закачки рабочего агента то при Рпл<Рнас то пласт либо "схлопнеться" ну не полностью конечно но пористость и проницаемость изменяться, либо образуеться газовая шапка (зависит от литологии). (КИН)
Если ведется закачка, то все будет зависеть от того насколько точно посчитана компенсация отбора для каждой конкретной скважины (в следствии неоднородности пластов) эффект не предсказуем от прорыва воды ППД (конуса), до истощения Рпл до величины не позволяющей вести отбор жидкости. (КИН)
Насчет грамотного подхода есть свое мнение - максимально продлить безводный период. по совковому конечно но меня так учили.
РГУ финишт?
недоступно излагаете, непонятно
мищенко-это не первоисточник.
Отвечу на поставленный вопрос так:
1. Забойное давление должно быть минимальное (с учетом тех факторов, которые назвал Zorg).
2. Пластовое давление должно быть выше давления насыщения.
3. Учитывая эти два показателя можно найти потенциальный дебит скважины при забойном давлении ниже давления насыщения.
В случае двухфазного потока, когда забойное давление ниже давления насыщения, рекомендуется потенциал скважины оценивать по формуле Вогеля:
qо/qмах = 1 – 0,2(Рзаб / Ро) - 0,8(Рзаб / Ро)2
qо
qмах =
1 – 0,2(Рзаб / Ро) - 0,8(Рзаб / Ро)2
Где,
qмах – потенциальный дебит скважины,
qо - текущий дебит скважины,
Рзаб – забойное давление, при котором определяется потенциал скважины,
Ро – давление насыщения.
Пример:
Текущий дебит скважины равен 26 м3/сут.
Давление насыщения 90 атм.
Требуется определить потенциал скважины при забойном давлении равном 50 атм.
26
qмах = = 40,4 м3/сут
1 – 0,2(50 / 90) - 0,8(50 / 90)2
Определив потенциальные дебиты скважин и сравнив их с фактическими, можно наметить мероприятия по интенсификации добычи нефти.
(Не показана линия дроби. 2 в конце формул – это квадрат)
По моему, забыли еще про солеобразование, которое стремительно увеличивается при снижении давления (конечно в случае наличия ионов/катионов).
солеобразование, которое стремительно увеличивается при снижении давления
1. Ну это наверно не везде
2. С солями тоже можно бороться
товарищи
вернитесь к главному вопросу человека, создавшего эту тему. Как конретно на промысле осуществить все ваши рассуждения?? мне конечно интересно, многое узнал
но все же..
1.Я бы выделил несколько скважин со средними для залежи характеристиками и погонял бы их на разных депрессиях путем смены штуцера (фонтан), регулирования частоты (ЭЦН), регулирования числа качаний и длины хода (ШГН). При этом жедательно помимо прочего мерять содержание мех примесей.
2. Еще можно было бы посмотреть историю добычи по скважинам. Сравнить динамику обводненности, отказов ГНО, динамику КВЧ в зависимости от величины Рзаб, соотношения Рзаб/Рнас и т.д.
3. В НИПИ можно исследования керна организовать на предмет того, при каком перепаде давления начинается интенсивный вынос песка.
4. Возможно, имеет смысл идея погонять модель участка залежи с разными Рзаб в эклипсе и посмотреть, влияет ли как-то величина забойного давления на КИН. Хотя, почитав ветку модельеров, понял, как далеки могут быть модели от реальности.
А проблема в том (как и во многих областях нефтянки) что нет идеального решения - формулы. Все зависит от комбинации факторов. В целом же чем меньше забойное тем лучше, но разные факторы накладывают ограничения на этот простой подход
А что за вода - подошвенная, краевая или ППД? Газа многовато...но не критично для мех добычи.
А вода если с ППД, может:
1) слишком много качали
2) качали выше давления гидроразрыва, а сетка ориентирована неудачно (трещины от нагнетательных идут к добывающим)
3) коллектор трещинный
4) есть высокопроницаемый "обводняющийся" пропласток
Нефть с высоким ГФ, вязкость низкая должна быть...близкая к воде (около 1 спз).
Само по себе снижение Рзаб не должно привести к "стремительному обводнению". Тут сработало что-то из вышеперечисленного, или еще что-нибудь.
ООО «ТД «Дрогобыч cкий Машиностроительный Завод» является одним из крупнейших в Украине производителей современного газораспределительного и нефтегазо-промышленного оборудования. Предприятие производит газораспределительные станции любой производительности, полной заводской готовности, фильтры газовые, ёмкости, блочные и шкафные, газорегулирующие пункты.
Завод освоил выпуск широкой гаммы нефтепромышленного оборудования, калибраторов, центраторов, элеваторов корпусных, ловильного инструмента (колокола, метчики, труболовки), переводников и запчастей для буровых насосов (втулки, клапана, штоки, поршни).
Оснащённый универсальным и специальным металлорежущим оборудованием, завод имеет значительную технологическую маневренность. Это позволяет производить продукциюдля разных отраслей промышленности.
На заводе произведена аттестация производства и получен сертификат сертификат системы сертификации Укр СЕПРО на соответствие системы управления качеством и требованиям ДСТУISO 9001-2001.
В связи с этим предлагаем компании сотрудничество по продвижению продукции ООО «ТД «Дрогобычского Машиностроительного Завода»
С Уважением!
ООО «Торговый дом «ДМЗ»
Петюх Ярослав Анатольевич
Украина, 01015, г. Киев, ул. Редутная, 54-а
тел/факс:+38(044)288 68 48
моб.:+38(097)496-70-33
моб.:+38(068)127-37-08
dmz-vat@mail.ru
www.dmz-vat.com
Слежу за этой темой т.к. очень наболевшая, хотелось бы услышать конструктивные соображенния типа высказанных Zorg и Юрой тут вроде как инженеры собрались а не идеологи и высказывания за патриотизм и государство и "сажать" тут помоему излишне (и то и другое в гробу видал
На газовых месторождениях (простите я не нефтянник) в проектах должны указываться минимальные величины по двум причинам:
1) дальше будет идти проект обустройства
2) а еще дальше экспертиза проектов...
посмотрите регламенты на составление проектной документации;
по-моему четвертый пункт тут лишний...вы же сами читали ветку модельеров...а первые три - это просто отличное руководство к действию
насколько я знаю , снижение Рзаб методом глубоконасосной эксплуатации на месторождениях ЮНГ увеличело состояние МХ за 1 год вдвое
Согласен с Zorg'ом. Для начала нужно сформулировать факторы, которые могут ограничивать забойное давление. К перечисленным выше, я бы добавил эффективность заводнения: если вода мобильнее нефти, то большая депресссия приведёт к быстрому прорыву воды и понижению КИН.
Как писал Zorg, в случае Pпл > Pнас > Pзаб вокруг скважины в пласте образуется круг где давление меньше давления насыщения. Радиус этого круга легко посчитать, могу поделиться формулой, если кому интересно. Когда концентрация газа привысит критическую, он станет подвижным и на него будут дейстовать две силы: перепад давления будет тянуть к скважине, а сила Архимеда вверх. Очевидно, что в близи скважины будет доминировать первая сила, а на большом расстоянии вторая. В связи с этим два вопроса:
1) Встречал ли кто-нибудь формулу, которая бы помогла определить на каком расстоянии сила Архимеда начинает преобладать над тягой в сторону скважины? Мне попалась такая формула, но без вывода и ссылок. Сомневаюсь, правильная ли она.
2) Если пузырьки газа уходят в сторону более высокого давления, то растворятся ли они снова в нефти?
За "правилом" привязывать забойное давление к давлению насыщения, похоже, не стоит никакой физики. Нужно учитывать ещё, как минимум, пластовое давление. Если оно лишь немного превышает давление насыщения, то при Pзаб = 0.8*Pнас, значительная часть пласта будет находиться ниже давления насыщения. Если же пластовое давление намного выше давления насыщения и у скважины высокий скин, то можно забойное и значительно ниже 0.8 опускать.
Возможно, "правило" уходит корнями в формулу Вогеля. В авторитетных книгах пишут, что эта формула часто не согласуется с реальными данными. Распространение получила благодаря своей простоте. Рекомендуют использовать Фетковича.
Хотел бы поднять данную тему, т.к. даже сейчас она актуальна.
Столкнулся с такой проблемой, когда есть отдельные участки, где Рзаб ниже Рнас достаточно длительное время примерно в два раза, но скважина не газит. На других участках как только происходит снижение Рзаб до уровня Рнас, сразу по замеру растет газ. Давление насыщения чуть ниже пластового давления. Можно ли считать, что давление насыщение разное по всему месторождению? Возможно стоит уйти он давления насыщения и ориентироватся только по значению газового фактора?Т.е. если газовый фактор примерно равен газосодержанию(в пределах определенной погрешности), то считать, что скважина работает с Рзаб не ниже Рнас.
Нано, а что скажешь по части пластового давления(Рпл) по отношению к Рнас, на тех же отдельных участках где Рзаб ниже Рнас и на участках где Рзаб доходит до Рнас.
Чуть ниже первоначального, равномерно одинаково
Нано, еще уточняющий вопрос. По отношению к структуре залежи где эти участки(скажем где Рзаб ниже Рнас в 2 раза) находятся. Например, "крылья структуры, сводовая часть" и т.д.