Ну не совсем то, что нужно... там я так понял цифра 50 используется для расчета потенциала просто. Я же хочу узнать, существуют ли в реальности ограничения, например, обусловленное выносом мехпримесей и т.п. И как их расчитывают...
Ну не совсем то, что нужно... там я так понял цифра 50 используется для расчета потенциала просто. Я же хочу узнать, существуют ли в реальности ограничения, например, обусловленное выносом мехпримесей и т.п. И как их расчитывают...
Formation breakdown и как следствие появление мехпримесей действительно является одним из ограничений при рассчете депрессии на пласт. У нас применяется Шелловская методика, где используются данные исследования керна (TWC и UCS), данные стрессов и порового давления для расчета максимальной депрессии. Поищи "FIST studies" в инете.......
Какие основные минусы низкого забойного давления? Исходя из каких соображений следует ставить ограничение сверху на величину депрессии.
Эта основная проблема на газовых месторождениях, сложенных из неустойчивых коллекторов. В результате разрушения горной породы происходит вынос частиц породы, которые играют роль абразивных элементов (типа "наждачки") и приводят в износу НКТ, оборудования и т.д. Для сеноманских залежей принимают (исходя из опыта) допустимую деперссию не более 5 атм. На самом деле расчет допустимой депрессии - сложная экономическая задача. С одной стороны, увеличивая депрессию повышаем дебит, с другой стороны - ускоряется износ оборудования и срок его службы. Есть научная теория, согласно которой порода разрушается не от превышении депрессии, а от превышении допустимого градиента давления. Я даже где-то цифры и методику расчета видел в литературе. Но на практике таких четких инструкций по ограничению депресии (именно для газовых пластов) я не встречал.
Минусы низкого забойного следующие: 1. больше затраты на добычу (насос глубже, т.е. НКТ и кабеля используется больше, насос работает, как правило, меньше, чем хотелось бы) 2. выше риск формирования конуса воды, конуса газа, подтягивания воды от нагнетательной скважины, прорыва воды сверху или снизу по заколонному перетоку 3. разгазирование нефти в призабойной зоне. Теряя газ, нефть становится более вязкой, повышается ее плотность, кроме того, из нефти могут начать выпадать твердые вещества - асфальтены, парафины 4. свободный газ, выделившийся из нефти в результате разгазирования, занимает часть пор, чем затрудняет фильтрацию нефти. Также свободный газ, поступая в скважину, препятствует нормальной работе оборудования (ЭЦН, ШГН) 5. как было отмечено выше, при низком Рзаб может начаться вынос мех примесей (частиц горных пород, слагающих продуктивный разрез). существует риск того, что мех примеси будут не выноситься, а блокировать поры коллектора 6. увеличивается риск выпадения солей в пзп 7. из-за прорывов воды (от ППД, из-за конуса или по заколонке) или газа в итоге может снизиться КИН 8. частые смены насоса (см. п.1) это лишние глушения скважины, что снижает ее продуктивность
Тема Рзаб=50 ?
Я же хочу узнать, существуют ли в реальности ограничения, например, обусловленное выносом мехпримесей и т.п. И как их расчитывают...
Эта основная проблема на газовых месторождениях, сложенных из неустойчивых коллекторов. В результате разрушения горной породы происходит вынос частиц породы, которые играют роль абразивных элементов (типа "наждачки") и приводят в износу НКТ, оборудования и т.д. Для сеноманских залежей принимают (исходя из опыта) допустимую деперссию не более 5 атм. На самом деле расчет допустимой депрессии - сложная экономическая задача. С одной стороны, увеличивая депрессию повышаем дебит, с другой стороны - ускоряется износ оборудования и срок его службы. Есть научная теория, согласно которой порода разрушается не от превышении депрессии, а от превышении допустимого градиента давления. Я даже где-то цифры и методику расчета видел в литературе. Но на практике таких четких инструкций по ограничению депресии (именно для газовых пластов) я не встречал.
Минусы низкого забойного следующие:
1. больше затраты на добычу (насос глубже, т.е. НКТ и кабеля используется больше, насос работает, как правило, меньше, чем хотелось бы)
2. выше риск формирования конуса воды, конуса газа, подтягивания воды от нагнетательной скважины, прорыва воды сверху или снизу по заколонному перетоку
3. разгазирование нефти в призабойной зоне. Теряя газ, нефть становится более вязкой, повышается ее плотность, кроме того, из нефти могут начать выпадать твердые вещества - асфальтены, парафины
4. свободный газ, выделившийся из нефти в результате разгазирования, занимает часть пор, чем затрудняет фильтрацию нефти. Также свободный газ, поступая в скважину, препятствует нормальной работе оборудования (ЭЦН, ШГН)
5. как было отмечено выше, при низком Рзаб может начаться вынос мех примесей (частиц горных пород, слагающих продуктивный разрез). существует риск того, что мех примеси будут не выноситься, а блокировать поры коллектора
6. увеличивается риск выпадения солей в пзп
7. из-за прорывов воды (от ППД, из-за конуса или по заколонке) или газа в итоге может снизиться КИН
8. частые смены насоса (см. п.1) это лишние глушения скважины, что снижает ее продуктивность