Тут, на мой взгляд, следующие моменты. 1. "Рзаб=50 атм" есть знаменатель, используемый как для определения потенциала одной скважины, так и для сравнения потенциальных дебитов нескольких скважин с целью их рейтинга (ранжирования). И это основная причина "Рзаб=50". Формально , можно было бы считать и Рзаб=0, но это малоприменимо к реалиям. 2. Если не ошибаюсь, западносибирские нефти ЮКОСА в большинстве своем имели давл.насыщения около 80 атм, что в слегка и укладывалось в формулу Рзаб=0.3*Рнас. 3. Рзаб=50 есть первая итерация расчетов, при второй итерации проходила "посадка" потенциала скважины на реальные Рнас и отсюда выводилось истинное Рзаб, исходя из Рзаб=0.3*Рнас.
Тут, на мой взгляд, следующие моменты. 1. "Рзаб=50 атм" есть знаменатель, используемый как для определения потенциала одной скважины, так и для сравнения потенциальных дебитов нескольких скважин с целью их рейтинга (ранжирования). И это основная причина "Рзаб=50". Формально , можно было бы считать и Рзаб=0, но это малоприменимо к реалиям. 2. Если не ошибаюсь, западносибирские нефти ЮКОСА в большинстве своем имели давл.насыщения около 80 атм, что в слегка и укладывалось в формулу Рзаб=0.3*Рнас. 3. Рзаб=50 есть первая итерация расчетов, при второй итерации проходила "посадка" потенциала скважины на реальные Рнас и отсюда выводилось истинное Рзаб, исходя из Рзаб=0.3*Рнас.
Если я все помню правильно, то логика в эту цифру была заложена дубовая 20 атмосфер - это 200 метров от интервала перфорации до насоса дабы КВЧ насос не побило 30 атмосфер - 300 метров над насосом, чтобы работал нормально итого 50
Если я все помню правильно, то логика в эту цифру была заложена дубовая 20 атмосфер - это 200 метров от интервала перфорации до насоса дабы КВЧ насос не побило 30 атмосфер - 300 метров над насосом, чтобы работал нормально итого 50
Примерно так все и было (хотя насчет КВЧ не уверен что надо так много), плюс ко всему большее значение дает некоторый запас в неточности вычисления потенциала и работы насоса, к тому же цифра круглая
Давайте погадаем вместе... По Сизу обосновано, но есть одна неувязочка. Есть приличный фонд скважин работающий с более низким забойным давлением, что в свою очередь определяется низким пластовым и параметрами сепаратора ЭЦН. Т.е. можно брать и меньше чем 200 м над насосом. Моя теория (правда только для ЮРЫ)... начальное давление порядка 250 атм, что обусловленно глубиной. Некоторое истощение всегда присутствует в начальной стадии разработки, допускаем что до 200 атм. Эффективно ЭЦН должен создавать 150 атм дипрессии. Т.е. на забое 50.!!!! Хотя в бошку Джо не залезешь!!!!
Как нам обясняли в FDP - это такое усредненное забойное, которое реально достичь. Ну, и дествительно, очень немного скважин работают с давлением на забое ниже 50 атм. По крайней мере - у нас. (ТН). Какая разница какое давление при оценке потенциала брать - коэффициен продуктивности у скважины постоянный.
Сейчас у нас используется несколько иная система оценки потенциала. Зависит от максимально возможной Нсп насоса, от Рнас, Гф и многих других. Но единственное, что мы можем изменить, чтобы повлиять на потенциал - это Нсп насоса. Чем она ниже, тем потенциальное Рзаб ниже (при прочих равных условиях). На эту глубину и подбирается насос. Нефть дорогая - план надо выполнять.
Если есть обоснованные причины не спускать на "Нсп мах" в конкретную скважину (к примеру, ЧРФ по мех.примесям), то Нсп уменьшаем. Так и подбираем оптимальный режим работы системы "скважина-насос", так скать. Хотя, сейчас пытаемся направить усилия на повышение надежности оборудования для работы в более тяжелых условиях по тем же мех.примесям и достигать потенциала по каждой скважине.
Покрайней мере аргументировали именно так. В период недолгого периода "слияния" Юкоса и Сибнефти (было и такое, с последующим откатом). Все потенциалы в Сибнефти пересчитывали по требованию менеджмента ЮКОСА (Джо :-) именно на 50атм, причем объяснение: 20атм до насоса и 30 атм над насосом.
50 - это слишком много. Я в конторе пустил идею о спуске насоса ниже перфораций. Все сразу возбудились - типа "вакуум на забое", "мазута попрет". Но вечнонесущийся песок и традиции не позволили такое сотворить. На некоторых скважинах на рябчик и 10 атм на забое держат, ибо пластовое ~70-80. Уровень на приеме - это суровая действительность!
В Роснефти (т.е. и в ЮНГ) существует регламент по подбору забойного давления. Основной ограничивающий фактор - это максимальная доля газа на приеме насоса. Принято значение 25% без сепаратора (подтверждено испытаниями в Пуре). Отсюда все и пересчитывается. Так что забудьте про 50 атм. А проект спуска насоса ниже интервала перфораций в том же Пуре закончился в 2007 г. Результаты неизвестны
Sulic, я не совсем понял смысла этого ограничения 25% газа . Почему лимит установлен для насоса без сепаратора? Ведь с сепаратором можно поднимать газ до 55% (в общем случае). Зачем изначально ограничивать себя по дебиту нефти еще на стадии оценки потенциала?
По поводу ПУРа
Сам в РН никогда не работал, но слышал, что ПУР далеко не самое передовое подразделение компании. Может не правда...Но ориентироваться на кого-то, когда у тебя, возможно, совсем другие условия, считаю не совсем верно.
Про перфорации
Мы спускали насос с кожухом ниже перфорации (НОВОМЕТ и насос и кожух). Где-то отлично работает, где-то нет. Но в целом, считаю, это надежная рабочая технология, позволяющая снизить процент газа на приеме насоса, повысить дебит нефти и т.д. Есть свои минусы (мех примеси, например). Но тут уж надо решать: или газ, или песок в насос.
Про регламенты
А кто их пишет? Да такие же люди, которые всегда могут ошибаться. Да и зачастую новый регламент просто переписывается с какого-нибудь старого. У нас во всех регламентах по ВНР записано: "отключать ЭЦН для охлаждения ПЭД в процессе ВНР". И что? Я никогда не отключал, когда этим занимался. Один раз, правда, кабель все таки расплавил (((. Но это уже немного другая история )
А кто их пишет? Да такие же люди, которые всегда могут ошибаться. Да и зачастую новый регламент просто переписывается с какого-нибудь старого. У нас во всех регламентах по ВНР записано: "отключать ЭЦН для охлаждения ПЭД в процессе ВНР". И что? Я никогда не отключал, когда этим занимался. Один раз, правда, кабель все таки расплавил (((. Но это уже немного другая история )
Регламент по подбору целевого Рзаб написаны на основе выполнения проекта "Работа УЭЦН в условиях большого ГФ", а не переписан.
Регламент по подбору целевого Рзаб написаны на основе выполнения проекта "Работа УЭЦН в условиях большого ГФ", а не переписан.
Интересный наверно документ этот регламент, если на основе отдельного проекта выполнен. Сулик, если не жалко, кинь почитать на zorgpost@gmail.com Я взамен чего-нибудь кину тоже.
Рзаб=50 Уже уходит в историю Кстати народ еще забывает про Рзат которое является составной частью Рзаб. Рзаб-50 - это величина - по которой определяется потенциал скважины (она взята, боюсь, что с потолка). В некоторых регионах уже Рзаб - 30 атм. Где то это можно, где газовый фактор менее 50-70, где то и Рзаб-150 не достигнуть, где газовый фактор 500 м3/м3. Т.е. для каждого месторождения - по разному. В моей практике встречались скважины вообще осушенные.... Вообще, чем меньше Рзаб тем больше проблем и не только таких как здесь описаны (мех. примеси, газ), но и возможность разрушения ЭК.
Когда к нам приезжал американец из IHS Energy со своим Subpump, то же обсуждали эту тему. У них насос ниже перфорации - обычная практика, уж не знаю в каких условиях они их эксплуатируют, но не при таких депрессиях как мы. Отсюда и КВЧ поменьше, да и на нормальные комплектации установок они не жопяться. По истечении трех лет эксплуатации ЭЦН меняют планово. Мы же делаем ППР когда насос конкретно начал загибаться, и то не всегда. О чем говорить, если у нас расчет установок зачастую ведется изначально на левую зону. Все это еще началось еще при юкосе, когда единственно возможным резервом увеличения добычи на базовом фонде являлся метод максимальных депрессий, достижение так называемого целевого забойного. Видимо, когда принималась эта программа, никак не могли прийти к единому мнению и тупняком сошлись на 50 атм, чтобы стандартизировать все расчеты и не париццо)))
Рзаб=50 Уже уходит в историю Кстати народ еще забывает про Рзат которое является составной частью Рзаб. Рзаб-50 - это величина - по которой определяется потенциал скважины (она взята, боюсь, что с потолка). В некоторых регионах уже Рзаб - 30 атм. Где то это можно, где газовый фактор менее 50-70, где то и Рзаб-150 не достигнуть, где газовый фактор 500 м3/м3. Т.е. для каждого месторождения - по разному. В моей практике встречались скважины вообще осушенные.... Вообще, чем меньше Рзаб тем больше проблем и не только таких как здесь описаны (мех. примеси, газ), но и возможность разрушения ЭК.
достигнем p=-30 atm! ура! догоним и перегоним! ура!
Dear Joe, if you read this forum, could you please explain what you meant when you recommended Pwf of 50 atm?
Я встречал на российских месторождениях забойное давление 7-10 атм (по техрежимам, как оно на самом деле было я не знаю). Насос был спущен ниже дыр перфорации и нефть была с низким давлением насыщения.
Есть способ разработки (deep depletion), когда забойное давление опускается до нескольких атмосфер за счет спуска насоса ниже дыр перфорации на метров 200. Где конкретно используется - не знаю. Слышал краем уха. Вообще-то неплохая идея для нефтей с низким газосодержанием и давлением насыщения. А это как правило высоковязкие нефти.
По поводу 50 атм. Эти 50 атм так засели нефтянигам в голову, что порой трудно было объяснять людям, почему давление может и должно быть другое. Респект Джо.
Может оно чуть больше Pнас?...
1. "Рзаб=50 атм" есть знаменатель, используемый как для определения потенциала одной скважины, так и для сравнения потенциальных дебитов нескольких скважин с целью их рейтинга (ранжирования). И это основная причина "Рзаб=50". Формально , можно было бы считать и Рзаб=0, но это малоприменимо к реалиям.
2. Если не ошибаюсь, западносибирские нефти ЮКОСА в большинстве своем имели давл.насыщения около 80 атм, что в слегка и укладывалось в формулу Рзаб=0.3*Рнас.
3. Рзаб=50 есть первая итерация расчетов, при второй итерации проходила "посадка" потенциала скважины на реальные Рнас и отсюда выводилось истинное Рзаб, исходя из Рзаб=0.3*Рнас.
Извините, а разве не так Рзаб=0,75*Рнас...
Если я все помню правильно, то логика в эту цифру была заложена дубовая
20 атмосфер - это 200 метров от интервала перфорации до насоса дабы КВЧ насос не побило
30 атмосфер - 300 метров над насосом, чтобы работал нормально
итого 50
А мне объяснение SiZa очень понравилось... обоснованно, и приводит все к общему знаменателю, для расчета потенциала самое то.
Примерно так все и было (хотя насчет КВЧ не уверен что надо так много), плюс ко всему большее значение дает некоторый запас в неточности вычисления потенциала и работы насоса, к тому же цифра круглая
Давайте погадаем вместе... По Сизу обосновано, но есть одна неувязочка. Есть приличный фонд скважин работающий с более низким забойным давлением, что в свою очередь определяется низким пластовым и параметрами сепаратора ЭЦН. Т.е. можно брать и меньше чем 200 м над насосом.
Моя теория (правда только для ЮРЫ)... начальное давление порядка 250 атм, что обусловленно глубиной. Некоторое истощение всегда присутствует в начальной стадии разработки, допускаем что до 200 атм. Эффективно ЭЦН должен создавать 150 атм дипрессии. Т.е. на забое 50.!!!!
Хотя в бошку Джо не залезешь!!!!
250 - маловато, должно быть окло 300
(разве глубина юры не >3000 ?
Я присоединяюсь к СиЗу
Парни я не дискутирую
я рассказываю как это было
Юра как правило между 2000-3000, в западной Сибире не встречал больше 2800.
Как нам обясняли в FDP - это такое усредненное забойное, которое реально достичь. Ну, и дествительно, очень немного скважин работают с давлением на забое ниже 50 атм. По крайней мере - у нас. (ТН). Какая разница какое давление при оценке потенциала брать - коэффициен продуктивности у скважины постоянный.
Сейчас у нас используется несколько иная система оценки потенциала. Зависит от максимально возможной Нсп насоса, от Рнас, Гф и многих других. Но единственное, что мы можем изменить, чтобы повлиять на потенциал - это Нсп насоса. Чем она ниже, тем потенциальное Рзаб ниже (при прочих равных условиях). На эту глубину и подбирается насос. Нефть дорогая - план надо выполнять.
Если есть обоснованные причины не спускать на "Нсп мах" в конкретную скважину (к примеру, ЧРФ по мех.примесям), то Нсп уменьшаем. Так и подбираем оптимальный режим работы системы "скважина-насос", так скать. Хотя, сейчас пытаемся направить усилия на повышение надежности оборудования для работы в более тяжелых условиях по тем же мех.примесям и достигать потенциала по каждой скважине.
С уважением,
Инженер.
50 - это слишком много.
Я в конторе пустил идею о спуске насоса ниже перфораций. Все сразу возбудились - типа "вакуум на забое", "мазута попрет". Но вечнонесущийся песок и традиции не позволили такое сотворить. На некоторых скважинах на рябчик и 10 атм на забое держат, ибо пластовое ~70-80. Уровень на приеме - это суровая действительность!
В Роснефти (т.е. и в ЮНГ) существует регламент по подбору забойного давления. Основной ограничивающий фактор - это максимальная доля газа на приеме насоса. Принято значение 25% без сепаратора (подтверждено испытаниями в Пуре). Отсюда все и пересчитывается. Так что забудьте про 50 атм.
А проект спуска насоса ниже интервала перфораций в том же Пуре закончился в 2007 г. Результаты неизвестны
Sulic, я не совсем понял смысла этого ограничения 25% газа . Почему лимит установлен для насоса без сепаратора? Ведь с сепаратором можно поднимать газ до 55% (в общем случае). Зачем изначально ограничивать себя по дебиту нефти еще на стадии оценки потенциала?
По поводу ПУРа
Сам в РН никогда не работал, но слышал, что ПУР далеко не самое передовое подразделение компании. Может не правда...Но ориентироваться на кого-то, когда у тебя, возможно, совсем другие условия, считаю не совсем верно.
Про перфорации
Мы спускали насос с кожухом ниже перфорации (НОВОМЕТ и насос и кожух). Где-то отлично работает, где-то нет. Но в целом, считаю, это надежная рабочая технология, позволяющая снизить процент газа на приеме насоса, повысить дебит нефти и т.д. Есть свои минусы (мех примеси, например). Но тут уж надо решать: или газ, или песок в насос.
Про регламенты
А кто их пишет? Да такие же люди, которые всегда могут ошибаться. Да и зачастую новый регламент просто переписывается с какого-нибудь старого. У нас во всех регламентах по ВНР записано: "отключать ЭЦН для охлаждения ПЭД в процессе ВНР". И что? Я никогда не отключал, когда этим занимался. Один раз, правда, кабель все таки расплавил (((. Но это уже немного другая история )
Регламент по подбору целевого Рзаб написаны на основе выполнения проекта "Работа УЭЦН в условиях большого ГФ", а не переписан.
Интересный наверно документ этот регламент, если на основе отдельного проекта выполнен. Сулик, если не жалко, кинь почитать на zorgpost@gmail.com Я взамен чего-нибудь кину тоже.
Рзаб=50 Уже уходит в историю
Кстати народ еще забывает про Рзат которое является составной частью Рзаб.
Рзаб-50 - это величина - по которой определяется потенциал скважины (она взята, боюсь, что с потолка).
В некоторых регионах уже Рзаб - 30 атм.
Где то это можно, где газовый фактор менее 50-70, где то и Рзаб-150 не достигнуть, где газовый фактор 500 м3/м3.
Т.е. для каждого месторождения - по разному.
В моей практике встречались скважины вообще осушенные.... Вообще, чем меньше Рзаб тем больше проблем и не только таких как здесь описаны (мех. примеси, газ), но и возможность разрушения ЭК.
Когда к нам приезжал американец из IHS Energy со своим Subpump, то же обсуждали эту тему. У них насос ниже перфорации - обычная практика, уж не знаю в каких условиях они их эксплуатируют, но не при таких депрессиях как мы. Отсюда и КВЧ поменьше, да и на нормальные комплектации установок они не жопяться. По истечении трех лет эксплуатации ЭЦН меняют планово. Мы же делаем ППР когда насос конкретно начал загибаться, и то не всегда. О чем говорить, если у нас расчет установок зачастую ведется изначально на левую зону. Все это еще началось еще при юкосе, когда единственно возможным резервом увеличения добычи на базовом фонде являлся метод максимальных депрессий, достижение так называемого целевого забойного. Видимо, когда принималась эта программа, никак не могли прийти к единому мнению и тупняком сошлись на 50 атм, чтобы стандартизировать все расчеты и не париццо)))
достигнем p=-30 atm!
ура!
догоним и перегоним! ура!
кстати, а давайте спросим у Джо - что же он имел в виду, когда давал регламент в 50 атм..
Dear Joe, if you read this forum, could you please explain what you meant when you recommended Pwf of 50 atm?
Я встречал на российских месторождениях забойное давление 7-10 атм (по техрежимам, как оно на самом деле было я не знаю).
Насос был спущен ниже дыр перфорации и нефть была с низким давлением насыщения.
Есть способ разработки (deep depletion), когда забойное давление опускается до нескольких атмосфер за счет спуска насоса ниже дыр перфорации на метров 200. Где конкретно используется - не знаю. Слышал краем уха.
Вообще-то неплохая идея для нефтей с низким газосодержанием и давлением насыщения. А это как правило высоковязкие нефти.
По поводу 50 атм. Эти 50 атм так засели нефтянигам в голову, что порой трудно было объяснять людям, почему давление может и должно быть другое.
Респект Джо.