Сен 08
1) методы и способы замеров Рпл на добывающих (Фонтан, ЭЦН, ШГН) и нагнетательных
2 Методы пересчета Рзаб и Рпл на зеркало ВНК и на кровлю пласта;
3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?
Если есть какая-нибудь информация напишите или скиньте литературку где это можно найти! ПОЖАЛУЙСТА. Очень нужно!
Опубликовано
05 Сен 2008
Активность
26
ответов
9984
просмотра
10
участников
0
Рейтинг
1) Фонтан - спуск глубинного прибора. ЭЦН - только по глубинной тееметрии (с пересчетом на перфорацию). ШГН - хз. Нагнет - глуб прибор.
2) Р=ро * g * H - вот и вся наука.
3) При спуске глубинки распределение по стволу и пропишешь, че его рассчитывать. В любом лучае для расчета надо знать хотябы тенденцию (т.е. дельту Р).
Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)
На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.
На ШГН:
1. Одно время применялся прямой замер спуском прибора (СТЛ-28) в затруб, если установлена
асимметричная планшайба. Но это уже экзотика.
2. Также, как у ЭЦН - Нстат на остановленной скважине (только процесс восстановления уровня дольше).
3. Опять, как и у ЭЦН, при ремонте.
Нагнетательная - еще применяется запись падения давления в затрубе с помощью устьевого манометра
(КПД - кривая падения давления). Далее - пересчет на ВДП. Естественно, это где нет пакера на НКТ.
В случае записей манометром на проволоке, без непрерывной передачи информации на поверхность,
пишутся т.н. "полочки" - спуск манометра до определенной глубины и удержание его на этой глубине,
на старых манометрах иголка писала горизонтальную линию - "полочку". И так через определенные
интервалы. Зная глубины остановки и значения давления на полочках, получали плотность
смеси в этих интервалах.
Насчет замеров данным способом (пункт 1 и 3). При выходе ЭЦН из строя замер пластового давления можно произвести только предварительно сбив сливной клапан, иначе ты замериешь давление столба жидкости которая при остановке осталась в НКТ и пересчеты будут некорректными.
Насчет пункта 2: Газпромнефть например вид исследования как КВУ не признает информативным, так что этот способ он чисто так, дли интереса эксперимента. Тем более если скважина обводнена, распределение плотности по стволу неизвестно, а среднюю температуру по больнице брать некорректно.
Виноват, не стал расписывать тонкости, "можно сбить клапан" - это когда на рабочем ЭЦН делают замер. Такое тоже бывает,
клапан после некоторого периода эксплуатации, как правило, герметичным уже не является (для таких случаев).
При замерах манометром всегда отбивают уровни в трубках и затрубе - для контроля.
На сгоревшем - клапан конечно сбивают.
КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть
.
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.
Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.
Точность всё равно не будет абсолютной.
полностью согласен, вот теперь, думаю, тема раскрыта
КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть
.
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.
Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.
Точность всё равно не будет абсолютной.
А можно подробнее про исследования при наличии датчиков? Имеются ввиду ТМСы? Или автономные манометры типа PPS-25(27), АЦМ? Также как при отбитии уровней, тормозим скважину и смотрим восстановление уровня? Большая разница в результатах исследования получается?
К сожалению, не дождался периода массового внедрения этих самых датчиков. Так что опыта в плане КВУ с помощью ТМС у меня нет.
Про манометры. Если нужны новинки, то это не Микон однозначно, приватно дабы не быть обвинённым в клевете, могу объяснить почему.
чем у буржуев.
Пользуясь случаем предложу наши, которые раньше назывались Скат, а теперь Фотон. Без ложной скромности, по результатам полевых испытаний и эксплуатации, эти манометры не хуже чем уфимские (я лично считаю их эталоном для сравнения). А по мнению СургутНИПИнефть наши самые близкие по характеристикам к PPS. Ну а цена естественно у нас "вкуснее"
Ну товарищ тут пиар устроил конечно, не знаю про фотоны
но Миконы у нас работают вобще без всяких косяков на протяжении 10 лет. Температура пласта 120 град, глубина спуска 3000 - 3100 метров. Не спорю, возможно, и фотоны неплохо работают в таких условиях, скиньте мне пожалуйста описание ваших приборов на EMironov@tsng.novatek.ru !!
Насчет ТМСов все предельно просто, у Новомета например ТМС имеет память, т.е. можно прописать полноценную КВД на глубине подвески насоса (у нас она составляет 2800 метров в среднем). Все выводится на станцию, потом получаешь в Экселе таблицу, готовую для пересчета и обработки
[quote name='North_Rain' date='2.10.2008, 6:54' post='18080']
но Миконы у нас работают вобще без всяких косяков на протяжении 10 лет. Температура пласта 120 град, глубина спуска 3000 - 3100 метров. Не спорю, возможно, и фотоны неплохо работают в таких условиях, скиньте мне пожалуйста описание ваших приборов на EMironov@tsng.novatek.ru !!
Ну товарищ тут пиар устроил конечно, не знаю про фотоны
Про десятилетние Миконы даже возражать не буду. Наверно не плохие приборы для того времени, да и сейчас продолжают работать. Правда много доводилось слышать, что привезли в цех кучу ломов, а на половине из них нет информации. Так же, кроме Вас ни разу не слышал, что бы они работали на 120 градусах. Я не сомневаюсь, что у Вас так все и обстоит, просто мне на промыслах действительно говорили, что температура выше 100-110 для них "смертельна".
Пишу только, то за что могу ответить. И если Вы посмотрите мои посты, то нигде свою продукцию не навяливаю. Там где есть, что сказать и где наше оборудование лучше, там молчать и скромничать считаю бессмысленным.
А вот те которые последнее время поставляются, это извините меня .....Ну вообщем, что бы не быть голословным, то в "Оренбургнефти" благодаря "высокой" надёжности этих приборов, появился внутренний регламент, который предписывает спускать сразу 2 манометра. И не для каких-то технологических надобностей, а потому что может быть хоть один да не откажет. Не верите - проверьте в Бузулуке. Особенно там "рады" 1007 Миконам на 100МПа, которые сразу после поставки поехали в ремонт.
Я пиар не устраиваю
Описание оборудования сброшу. Спасибо, что заинтересовались.
Получил Ваше сообщение, поизучаем
А разница между исследованиями: ТМС, глубинный манометр, КВУ(отбивка уровней) существенна?
КВУ с остальными существенная разница! Глубинный прибор в любом случае - самый точный (если конечно спускаешь до забоя), ТМС вобщем на втором месте. Ну для промыслового геолога разница между ТМС и глубинкой несущественна, погрешность небольшая. Все зависит от подвески насоса, у нас висят НОВОМЕты на 2800 м, забои скважин 3000 м. т.е. пересччет 200 м. не влияет существенно на результат.
вплоть до полного отсутствия возможности интерпретации.
Если есть возможность замера манометром или/и ТМС - КВУ "отдыхает".
Насколько я знаю, у ТМС очень слабая чувствительность(0.00...)!
С КВУ работать можно, и даже нужно. Конечно здесь необходимо больше мозгов для того чтобы отстроить правельно плотность газожидкостной смеси во время КВУ и скорость звука в затрубе. Но метод эхолакации остается самым надежным. ТМС не являются сертифицированным средством и часто плывут. Конечно если датчик есть и показывает попадая в порядки наших представлений это замечательно, но это к сожалению не всегда так.
Про манометры. Мне приходится интерпретировать замеры, сделанные и МЕКОНом, и уфимскими, а также ижевскими (АЦМ-4) и нижнекамскими (ООО Геотех).
Уфимские манометры делают две фирмы: Промгеофизика и Грант (находится в Уфимском нефтяном институте).
МЕКОН и манометры Промгеофизики уже зарание портят настроение.
Мне нравятся Грандовские (их очень мало), Ижевские (АЦМ-4) и Нижнекамские (Геотех).
Если вопрос актуален и требуется подробное описание - обращайтесь.
Уважаемые знатоки!
У меня нет достаточных знаний в области нефтедобычи, я-алгоритмик, а для написания заказанного ПО необходимо знать характер кривой КВУ.
Поэтому прошу ваших мнений-советов-замечаний по следующим пунктам:
1) КВУ – есть логарифмическая зависимость:
Или в полулогарифмических координатах:
2) КВУ (Участок BC) описывается следующим уравнением: h=a•lg(t)+b, где где а и b – параметры прямой BC.
Особо интересует, верно ли полагать основание логарифма здесь десятичным?
Заранее спасибо.
хоть двадцатиричный, хоть натуральный.. логарифмы по разному основанию легко пересчитываются один в другой ))
таким образом просто наклон линий на графике будет другой и это необходимо учесть в коэфф 'a', а суть та же самая
Ну да-да, верно)) Причем основание логарифма само скажется на коэфф. а, то есть на наклоне прямой..
А каким нужно выбирать это основание, если заранее не известны точки КВУ? Понятно, что не 100, и не 1000, но каким, чтобы прямая была "красивая"?
Я в детстве тоже баловался Экселем для интерпретации, но на дворе 21 век, покупайте мпециализированные продукты и не парьтесь.
Интеграл Эйлера при выполнении определенных условий по времени можно заменить натуральным логарифмом, именно о нем и должна идти речь в аналитических решенияз уравнения пьезопроводности использующихся в WellTest.
И еще, подскажите, пожалуйста, где можно найти вывод формулы восстановления давления: