Окт 10
День добрый уважаемые.
По отраслевому регламенту исследования надо проводить несколько раз в год на каждой скважине. Очевидно, что нигде этот регламент не выполняется из-за стоимости исследований и больших потерь нефти.
Хотелось бы узнать сколько исследований проводят и какие потери нефти за год по различным компаниям, как у нас в стране, так и у "них" 
К сожалению, поиск по инету ничего не дал. Отсюда вопросы:
Можно ли где-то в открытых источниках найти хоть какую нибудь информацию по этой теме?
Предоставляется ли такая информация в госорганы(минэнерго например)?
Какие показатели в Вашей компании кол-во исс-ий к фонду, потери к общей добычи (можно без указания компаний)?
Опубликовано
06 Окт 2010
Активность
29
ответов
5431
просмотр
7
участников
0
Рейтинг
В свое время считал для Томскнефти. Для построения комплекта карт изобар с коэффициентом надежности 95% необходимо было исследовать 50% фонда. Вариативность от месторождения к месторождению весьма приличная от 17 до 85% должен составлять охват фонда в зависимости от строения коллектора. По факту ситуация была следующая: были хлебные месторождения, где карта строилась раз в месяц и там охват фонда был хорошим, по месторождениям-аутсайдерам охват не дотягивал до 10%. По опыту работы с другими компаниями ситуация примерно такая же. Более того, часть потерь вообще не учитывают, например при исследовании нагнетательного фонда.
С буржуями не работал, но судя по направлению развития их разработок, сейчас наметилась тенденция сокращения ГДИС. Все бОльшее количество информации получают из данных нормальной эксплуатации.
1. Экология
2. Заменяют на Rate Transient Analysis
думаю с экологией все понятно.
Во втором пункте надо в самом начале исследовать примерный охват скважины (геометрию и барьеры) а дальше изменение дебита и давления дает более менее понятие.
+ геология более менее твердая и нацепить на нее гидродинамику с RTA не так сложно что вполне может восполнить (а может даже лучше) замеры ГДИС.
Наверняка это объясняет плохой охват.
Как подсказывает мой опыт, в первую очередь смотрят на потери нефти.
Хотя конечно, если скважина проблемная в смысле запуска, то ее стараются не трогать.
pevgen коэффициент надежности считал по формуле Лысенко?
Но в первую очередь меня сейчас интересуют именно общие цифры: потери на исследования в год от годовой добычи и какой доля фонда замеряется?
Я не эксперт, но даже я знаю, в самом начале делают ГДИС для определения потенциала скважины и помимо геологического характера месторождения определить гидродинамическую часть.
Периодически делаются замеры на разных режимах для проверки снижения продуктивности. Если скважина не попала в угол, то при всех не измененных условиях - продуктивность скважины не должна изменяться.
Раньше, наверное, измерялись пластовые давления ради пластового давления, но кроме как использовать в симуляторе (и то с натяжкой) ума не приложу.
Т.е. то что дебит/забойное снизился мы всегда видим. Основные причины снижения очевидно скин и Рпл, и в данном случае знание Рпл позволяет оценить скин.
как же, пластовое давление разработчику необходимо мониторить, чтобы оперативно управлять процессом ппд. да и по регламенту каждый месяц (или раз в 2 месяца) надо строить карты изобар. Так что около 5-10% фонда всегда дают на исследования.
Думаю с самого начала надо разделить месторождения на "хлебные" и другие (т.е. убитые).
Мои посты были именно для разных случаев в отдельности.
А то что пластовое давления и карта изобар для мониторинга и оптимизации так этот дедовский метод.
По моему, это так делалось, чертишь равно потенциальные линии, а вслед по уравнению Баклея-Леверетта высчитываешь фронт заводнения/направление.
Не думаю, что кто то так делает сейчас. Это очень грубое приближение к реальной ситуации.
Сейчас, все, симуляторы используют для этого.
А что бы ппд оптимизировать так тут выбираешь скважины влияния и долю и задаешь компенсацию. Как тут применить карту изобар как кроме грубо рассчитать долю влияния (думаю и методики нет такой) ума не приложу.
ты не поверишь, симуляторы реальную ситуацию тож довольно грубо описывают, так что дедовскими методами оно как-то надежнее.
На 2Д картах материальный баланс не слепишь.
В ЮНГ после прихода РН начали активно внедрять симулятор и теперь там есть некий внутренний конфликт. Замеры с глубинных манометров портят всю картину, не ложатся в карту из симулятора. Вот мне и интересно: насколько грубо симулятор рисует карту изобар?
По поводу выбора доли влияния тоже весьма забавно. Выбираешь на основе чего? Гидропрослушивание делаете? Или трассерами прокачиваете? Живые трещины автогрп с переменным скином в симуляторе как описываете?
Вопросов очень много. Я пытаюсь сейчас в голове сложить тот опыт что у меня был и тот, что наработал сейчас в качестве преподавателя. Думаю что у меня получится сделать ТЗ для матматиков, которые нарисуют правильную карту изобар. Сколько при этом потребуется замеров пока не знаю.
Кстати, закон не предусматривает деления месторождений, так что поаккуратнее. Как бы под статью не попасть.
материальный баланс слепить можно и в экселе. и даже по 2д картам. и даже без карт.
Про трещины тут была одна ветка.
З.Ы: Что то в оффтоп пошла тема
Нужно анализировать данные.
Как до этого писал, рассматривать надо командой инженеров а не в одиночку, нужно вовлекать всех кто маломальски участвовал в построении модели (от сбора данных до предоставления результатов ТЭО).
Мне нравится, когда молятся на симуляторы.
Мне не нравиться. Если человек на что, то способен то он сам может все закономерности понять, симулятор только для проверки твоих умозаключений.
Не симулятор водит тебе, указывает тебе дорогу, а ты симулятору. Одна из причин, почему гидродинамическое моделирование является искусством в науке.
Просто когда начинают грешить на "дедовские методы", дескать симулятор решит проблему нестыковки карты по замерам с картиной в голове, то это меня не то чтобы раздражает, а несколько удивляет.
Что до темы, чтобы уж совсем не уходить в офтоп, то могу сказать, что объем РД по ГДИС можно считать перечнем потребной информации, охват фонда и потери формируются из текущей ситуации на отдельно взятом месторождении. В любом случае комплекс исследований должен формироваться исходя из двух ограничений:
1. Получение максимума информации
2. При минимальных потерях добычи
Для этого хороши все средства, как то:
!. Получение информации из данных текущей эксплуатации
2. Организация исследований при проведении ремонтов
3. Постановка комплексов исследований на участках месторождений в противовес исследованиям отдельных скважин.
4. Переменная плотность сетки исследований в зависимости от скорости процессов разработки (матбаланс и его аналоги в помощь)
5. Пункт специально создан для пополнения списка
Вот и я к чему клоню все это время, кажись, ты сам уже созрел до этого. Это называется управление месторождением в реальном времени или как на западе называется digital field.
Как раз и Салым это реализовал, специально не поленился, раздобыл.
ссылка.
Я для этого созрел лет 7 назад
Хочу напомнить основную тему:
Очень интересует фактическое количество исследований и потерь на исследования
Насчет того как правильно строить карту изобар есть другая ветка, вопрос был поднят на форуме не один раз. Напрмер Построение карт изобар или РД по картам изобар. Здесь все таки хотелось бы услышать, сколько исследуется либо сколько надо по вашему мнению исследовать для построения карт изобар.
Господа-товарищи,
Это же элементарные вещи, помогите человеку.
Например у "танкистов" потери нефти и закачки есть в стандартной отчетности из OilInfo System. Кажется в ДН-ках или отчетах по фонду. По кол-ву исследований тоже идет специализированный отчет. Просто "нажми кнопку"...
Исходя из каких случаи можно выбрать скважины для полного охвата ГДИСом одного объекта? Сначала строим карту охвата ГДИС, дальше? Что еще нужно смотреть?
ГДИС проводятся с 85года, но мне использовать данные ГДИС с какого года? Как Вы считаете?