В нашей компании есть небольшое нефтяное месторождение. Глубина до 300м. Дебиты низкие (1,5 тонны в сутки с одной скважины уже хорошо) Сразу скажу, что что исследования проводят полохо. По сути меряют динамический уровень, дебит, обводненность. Приборов нормальных нет и т.д. (потому что государственное 
). Ведущий геолог данного месторождения проводит такое расчеты давлений:
1.Забойное давление в работающей скважине определяется суммой давлений столбов нефти и воды (жидкости) с учетом динамического уровня заданного режима работы скважины. Рзаб. = Рст.н.+ Рст.в.
2. В основу методики определения пластового давления взята формула расчета пластовых давлений для скважин глубиной до 1000м (где он ее откопал??) Рпл.= (Рзаб.+ Рзатр.)Х (1+2S /1-2S)
У меня есть два вопроса.
1. В расчете забойного давления почему-то не учитывается по сути газ, находящейся выше динамического уровня.
2. Допустим вторая формула верна, но веть параметр S используется для газовых скважин (напр. при определении забойного давления). значит все-таки не верно?
Заранее благодарю за помошь.
2. Что за параметр S? Обычно S обозначают скин.
Вообще самый простой способ оценки забойного давления по уровню:
Рзаб=Рзатр + (Нвд-Нсп)*Пжид/10+(Нсп-Ндин)*Пнеф/10
где Н глубина, Р давление, П плотность
Нсп глубина спуска насоса
Спасибо за попомощь, Cheater!
В первом вопросе я имел ввиду что исходя из формулы в расчете Рзаб не учитывается давление газовой шапки. А во второй формуле я так понял что в данном случае S это не скин эффект.
Вот пример расчета коээфициента S для газовых скважин.
S=0,03415*ρгаза*Lскв/(Zср*Тср)
отсюда Рпл=Рстатич*е(s). То есть 2.72 в степени S.
В моем вопросе такая же аналогия. (как мне кажется). И все таки моей практике параметр S (не учитывая скин-эффекта) использовался для газовых скважин. А в Вшей формуле, что я так понимаю Ндин- динамический уровень, а что такое Нвд-?
Нвд - глубина верхних дыр перфорации. т.е. глубина на которую считаем давление.
Лично я форму для расчета с параметром S вообще не понимаю. Точнее его физический смысл.
Для скважин дающих жидкость, давлением столба газа обычно пренебрегают, т.к. оно незначительно.
Но самый правильный способ в данном случае будет использование корреляции адаптированного под данное месторождение
Я понял тебя. В приведенном моем примере для расчета Рзаб(Рпл) S это некий барометрический коэффициент, характеризующий распределение давления газа по высоте (глубине). Кстати у нас давление газа в затрубном пространстве порядка 4 кгс/см2. Для 250 метровых скважин не знаю можно ли пренебрегать. Но все равно ты мне помог, спасибо
ты пишешь, что утебя нефтяное месторождение, для такой глубины, гидростатикой которая создается столбом газа в затрубе можешь смело принебречь.
а вот формула твоего босса(я ее где-то видел, но уж больно давно это было и где именно точно не припомню) для неглубоких малодебитных ГАЗОВЫХ скважин, так что ты ему намекни, что мол для нефти оно вообще не канает
Он не мой босс, но это не имеет значения, я тоже подумал что это для газовых скважин когда увидел коэффициент S. Удивился даже.
Если кому-то интересно пишу в продолжение темы
Конкретная скважина.
Нвд=208 м
Ндин=143 м
Нсп=187 м
Пжид=920 кг/м3
Пнеф=910 кг/м3
Рзатр=2,5 кгс/см2
Считаю по формуле Cheaterа Рзаб=8,31 кгс/см2.
Считаю по простой, вроде бы логичной формуле Рзаб=Ндин*Пжид*9,81/100000=12,9 кгс/см2.
Разбежность доволно большая. Тем не менее из промысла прислали тех режим на эту скважину, где Рзаб=12 кгс/см2.
Звоню на промысел, спрашиваю как считаете. Формула вроде бы вторая, но что то все таки не сходится.
Интересно что вы там такое курите, слушайте Cheater-а, для справки: Ндин измеряется от устья.
Я уточнял. 143 м это расстояние от забоя.
В принципе, если в формуле Cheater-а Ндин измеряется от устья, тогда в данном случае Ндин=208-143=65 м, то Рзаб будет равняться 17,3 кгс/см2.
Возможно я что-то не понял, просто у нас есть литература где указано, что Ндин- это высота динамического уровня от забоя, а Ндин штрих - это глубина динамического уровня, что и имелось ввиду в формуле Cheater-а. При этом литературе указано, что Рзаб=Ндин*Пж*9,81.
Конечно это не истина последней истанции.
Рзаб= Rho*g*H
H - высота по вертикали столба жидкости плотностью Rho
Ндин всегда меряется от устья. Чтобы рассчитать Рзаб через Ндин, нужно вычислить высоту столба жидкости:
Н = Нвд - Ндин (Нвд - глубина по вертикали верхней дыры перфорации, Ндин - глубина [от устья] динамического уровня)
Затем в формулу Рзаб= Rho*g*H подставляешь рассчитанный Н
Теперь понятно все понятно на счет Рзаб.
Получается что, Рпл=Rho*g*H
где Н=Нвд-Нст. В принципе простые формулы из гидравлики
Но вся проблема, что делать если Нст не меряют на промылсе (говорят нет технической возможности). Но я думаю не хотят. Ведь Ндин меряют. Получается что расчет Рпл для работющей скважины не возможен?... (депрессия ведь тоже неизвестна). В газовых скважинах для оценки Рпл нужно обязательно выводить скважину на статическое давление. Отсюда вывод: нужны блин приборы.
Нст как и Ндин меряется эхолотом, так что получить его - не проблема.
другое дело, что скважину никто останавливать не хочет ради этого, особенно если она дает всего каких-то 1,5 тонны и это уже счетается много.
В таком случае можно по сетке скважин выбрать наиболее обводненные и по ним мерять Нст, от этого таким скважинам хуже не будет (а может даже лучше). А потом полученные Рпл применять к скважинам с нормальным дебитом. Все таки какой-то выход
Как мне подсказывает опыт, если там такие низкие дебиты, то наверняка большой бездействующий фонд. Что мешает промерить на них?
Ребята, вопрос в тему: можно ли пользоваться текущим коэффициентом продуктивности для расчета Рпл??!? т.е. у меня есть датчик давления на приеме насоса (ЭЦН), я пересчитываю Рзаб на ВНК и когда то (примерно месяца 2-3 назад) у меня есть Рпл и соответственно Кпрод. теперь я беру Кпрод и высчитываю Рпл ?!?! я понимаю что за это время Кпрод (теоретически) не должен измениться и впринципе я могу получить Рпл, но меня терзают смутные сомненья
подскажите?!?!
ну так то да, но как карты изобар строить непонятно
замеров нехватает
самый простой - тупо интерполяция
самый правильный - построить гидродинамическую модель, добиться очень хорошей адаптации со всеми данными - расчатать - получить карту
Вообще самый простой способ оценки забойного давления по уровню:
Рзаб=Рзатр + (Нвд-Нсп)*Пжид/10+(Нсп-Ндин)*Пнеф/10
где Н глубина, Р давление, П плотность
Нсп глубина спуска насоса[/quote]
Глубокая скважина. Забой на гл. 3350м.
Инт. перф. 2995-3035м
Нстат. 135 м
Рзат 10,4Атм.
Как узнать Рпл? И еще, что такое Нсп?
Рзаб=Рзатр + (Нвд-Нсп)*Пжид/10+(Нсп-Ндин)*Пнеф/10
Получается делить на 10 только плотность?
И еще, это формула может разве подойти к стоящей скважине?
Приветствую всех!
У кого есть опыт определения толщины пены в затрубном? Каким способом?
Часто ли после выключения насоса уровень начинает падать и как долго и на сколько метров?
Какую плотность жидкости использовать при расчете забойного давления, по поверхностной пробе на предыдущем режиме или …и какие поправки?
Какова погрешность измерения скорости звука в стволе скважины? Есть ли смысл делать поправки на давление, по какой формуле предпочтительнее?
За счет чего СИАМ дает точность определения глубины 1 м?
Насколько корректен перенос ситуации (и использование данных) на другую скважину?
Уровень может падать реально до интервалов перфорации - тут и осаждние пены и выделившийся газ, оттесняющий жидкость - реальный пример - Северные Бузачи (Казахстан)
Плотность жидкости над приемом насоса меняется от 0.1 г/см3 и выше (пермский Край, Казахстан и т.д.)...
Погрешности по скорости - также могут быть существенные - особенно когда у нас газ тяжелый и Рнас телепается между величиной Рзатр при работе и при остановке - состав газа меняется после остановки скважины.
СержОйл, смотри статью Сиам-мастера .
Обычно уровень пены определяют через отжим.
При отключении скважины уровень начинает падать при малых коэффициентах растворимости газа в нефти. При высокиз коэффициентах пена получается слишком устойчивой, процесса опадания можно и не заметить.
Погрешность измерения скорости звука зависит от метода измерения этой самой скорости, максимальная точность по моим оценкам до 1 м/с.
Поправки на давление можно делать, формулу лучше вывести для конкретного месторождения или объекта разработки.
Ситуацию можно переносить на другую скважину в рамках одной физической модели всплытия газа в нефти при соблюдении одинаковых граничных условий.
Добрый день!
Вопросы интиресные в компановке существует обратный клапан, всё остальное описано в инструкции по эксплуатции прибора. Плотность жидкости расчитывается исходя из пластовых своиств флюидов, пена оценивается неоднократной отбивкой уровня и после приведения затрубного давления к коллекторному.
Всем огромное спасибо за рзъяснение вопросов!
Попробую рассчитать.
Удачи в делах и всего наилучшего!!!