Окт 10
Доброго времени суток!
Есть странное поведение КВД в одной скважине. Ранее её закрывали не более 2-3 недель и данная аномалия не проявлялась. Закрыли скважину вследствие сильного обводнения (практически 99%).
По скважине: обычная вертикальная скважина, перфорирована на два небольших пропластка (5 + 5 м), пласт карбонаты, 99% воды, дебит жидкости - 1000-1500 м3, большой газовый фактор (около 1500 - 2000). По начальным КВД были перетоки между пропластками, но за 3 года добычи "все утряслось". Радом есть соседки, но они работали в перид теста без изменения режима. Температура в период излома-роста давления - монотонна. Операторы к скважине "не подходили".
Кто-нибудь сталкивался с такими эффектами?Sap_016_1.jpg
Опубликовано
21 Окт 2010
Активность
97
ответов
9941
просмотр
14
участников
0
Рейтинг
Это точно не пласт и не соседки. Если на скважине точно ничего не делали (не приспустили манометр чуть ниже, не открыли затруб итд), то остается одно - глюк манометра
Нагнеталок нет, поддержка аквафера не должна так проявляться...Sap_016_3.jpg
Все просто. Это типичный эффект внутри скважины ничего не имеющий с пластом. Происходит опускание контакта между газом и нефтью или нефтью и водой. Тоесть сначала между манометром и перфорационными отверстиями находится нефть скажем (более тяжелый флюид), а сама поверхность раздела между флюидами где-то выше манометра. Со временем уровень раздела опускается и проходя через манометр ты видишь резкое изменение давление. Далее между манометром и перфорациями мы имеем два флюида (газ сверху под манометром и нефть выше перф.отверстий. Далее когда вся нефть выдавливается обратно в пласт, а в скважине остается только газ, кривая давления опять ложится на свою первоночальную траекторию, только с большим абсолютным давлением.
Амплитуда будет зависить от разници в плотностях и от растояния от пласта до манометра. Вопрос у тебя должен возникнуть почему происходить перераспледеление флюидов в скважине: переток в затруб, разгозирование нефти или что-то еще. Нужно смотреть конкретно конструкцию скважины и процедуру КВД.
Подобный глюк ловил несколько раз на скважинах с высоким ГФ, либо это действительно изменение гидростатики над манометром, либо испарение/конденсация компонентов газа.
А и не надо эту модель применять для описания поведения соседок. Я лично не вижу ни какой взаимосвязи. Либо совпадение, либо что-то было на поверхности, как вариант поднялось давление в системе сбора или в коллекторе. Интерференция ни когда не даст такой большой (100 psi) скачек, там все будет измеряться долями максимум пару psi.
Давление до изменения.скачка давления:
P плотность воды = 2960 psia -> P пластовое (gradient=0.5) = 3273 psia
Давление после изменения.скачка давления:
P плостность нефти = 3050 psia -> P пластовое (gradient=0.362) = 3276 psia
Давления практически идентичны. Получается веорсия с изменением плотности жидкости на глубине установленного манометра наиболее реалистичная.
Теперь делаешь расчет забойного давления до и после скачка с учетом плотностей нефти и воды и получаешь кривую без скачков, которую уже и интерпретируешь log-logом.
А ты не верил!
А как в Сапфире пересчитать давление с учетом изменения плотностей? Или пересчитать извне и перегрузить?
*** Огромное всем спасибо за помощь!!! ***
Добрый день! Наблюдал дважды такой же эффект. НГК м/р, карбонатный коллектор. Перераспределение начинается примерно через сутки. См. вложения.
Во втором случае - 2 перехода. Рост трубного и затрубного остановился ~ за 60 атм от пластового.
А почему опускание контактов происходит не сразу, а по истечении какого-то срока? Процесс должен зависеть от давления в скважине, а не наоборот.
И как в наших случаях правильно определять пластовое, если "кривая давления опять ложится на свою первоначальную траекторию"?___1_log_log.bmp
У меня тоже есть "красивая" картинка.. Только вот мне очень кажется что вариант прохождения границы фаз через манометр, или изменения плотности жидкости ну никак не применим. Что еще можно предположить?log_log.PNG
Глюки манометра тоже не подходят )
ну раз тебе кажется то ищи до посинения объяснение этого финомена. а так - у тебя классический пример liquid segregation.
Kolos, дык незадача выходит с ликвид сегрегейшн - приведенная мной картинка build up - это смоделированный отклик давления в eclipse при помощи радиальной модели: 10м толщиной, порядка 200 м в радиусе, число ячеек около 300 000..
Думаю для того что бы понять причину нужно больше информации.
Газовая шапка есть? Газоконденсат? Границы резервуара не соединены не с чем?
смоделировано было давно - еще несколько месяцев назад.. из интереса
профиль проницаемости для модели "реальный" с ЯМК
газовая шапка есть - но интервал тестирования ниже, нефть довольно тяжелая, газовый фактор около 80, щас не помню - под рукой только файлик сапфировский
Если посмотреть на поведение производной до пика и после него, то станет понятно, что варианты разные.
У тебя идет постепенно-монотонное увеличение прозводной до пика, а потом она резко уходит ниже первоночального уровня (constant pressure behavior или closed system, если нет влияния соседок).
А в данном случае резкий скачёк и производная практически возвращается на прежний уровень.
посмотри в аттаче композит-плот по реакции остановленной нагнеталки от соседней добывающей (изменение режима).HW_64.jpg
Если ты для интереса смоделировал то я так думаю ты пробовал пощупать ее, это вполне должно было направить тебя в нужное направление для понятия причины.
Случаем не была ли модель с двойной пористостью с двойной проницаемостью?
что значит приглушает? как вата звук??
модель без двойной пористости, скважина в модели одна. Много времени покрутить модель не было, поэтому уверенности в предполагаемой причине - нет, вот и спрашиваю..
ИМХО рыть надо в PRT эклипса, нет ли ошибок по сходимости и прочей дряни=)
У меня такие эффекты были когда на сильно мелком ЛГР считал, с переменным шагом по времени..
По первому вопросу, реально помогает запись устьевого манометра, достаточно построить график плотности флюида между устьевым манометром и забойным и все вопросы отпадут сами собой. У нас по таким скважинам четко видно что после закрытия скважины плотность флюида резко снижается со стабилизацией плотности соответствующей газу.
Не могу ничего утверждать, но не думаю что у тебя были проблемы с Эклипсом, как Lyric предполагает. Вроде все гладко, надо самому повозиться и попробовать.
Кирилл, это я смотрел само собой
именно для модели по скриншоту - одна ошибка есть - на втором шаге билдапа (0.4 секунды от начала КВД)
@ POTENTIAL IN WELL P NOT CONVERGED AFTER 8 ITERATIONS
@ RESIDUAL ERROR IN OIL, WATER AND GAS FLOWS =
@ -2.28496E-04 2.26659E-03 -1.47124E-04
@ TRY INCREASING MXWSIT IN TUNING RECORD 3
но есть эта же модель с немного измененным профилем проницаемости (увеличена процентов на ~20-30) - там нет ни одной problems, при наблюдении аналогичного эффекта
кроме этого в модели только несколько warnings, типа того что определены tops только для верхнего слоя и что лимит BHP для скважины установлен по дефолту 1 бар
в зависимости от профиля проницаемости меняется время "всплеска", величина временного шага не оказывает влияния
HW_65.jpg
если вата в ушах, то еще не значит что в окружающем мире тишина
по иному говоря, если разрешающая способность датчика давления не позволяет зарегестрировать его малые изменения - то еще не значит что давление не меняется (и производная "равна" нулю)
газовая шапка - область флюида с низкой вязкостью (то есть высокой подвижностью), только вот сжимаемость тоже высоковата.
вот картинка - модель одна - полностью однородный пласт, два варианта: только нефть (100% мощности пласта)), и нефть (80% мощности пласта) + газовая шапка (20% мощности пласта). История отбора - одинаковая. Догадайтесь какая из производных соответствует какому варианту
gas_cap.PNG
Господа, я смотрю все как-то проигнорировали мои вопросы. Повторюсь.
1. Почему опускание контактов происходит не сразу, а по истечении какого-то срока? Процесс должен зависеть от давления в скважине, а не наоборот. Т.е. на КВД мы не должны наблюдать такой перегиб.
2. Как правильно определять пластовое, если "кривая давления опять ложится на свою первоначальную траекторию".
Будьте добры, прокомментируйте, т.к. для меня вопрос остался открытым.
Да, очень похоже на мой график. Посмотрел уровни в статике, получается при остановке манометр в жидкости, а затем её отжимает ниже и манометр в газе. Спасибо!
Колос, вы что читали? Посоветуйте пару книг, где много "типичных" случаев описаны
а по времени "манометр в газе" точь-в-точь с моментом всплеска? много нестыковок тоже в теории задавливания газом нефти обратно в пласт. Думала-думала сутки, и решила выгнать нефть в пласт. И всплеск от соприкосновения газа с манометром не вниз, а вверх почему-то. Всегда думал, что в затрубе давление все же ниже, чем суммарное столба жидкости над манометром и затруба. Мое мировоззрение просто рушится на глазах...
всплеск случайно не в момент пересечения кривой момента Рзаб=Рнас? Рнас в среднем по месторождению взят (т.е. от балды), или конкретно проба с этой скважины?
Видится такой механизм. Из-за разности площадей, в затрубное попадает больше газа и уровень ГНР чуть ниже, чем в НКТ. Давление на манометре ниже забойного на величину столба жидкости в НКТ ниже манометра. После отжима газа в затрубном ниже приёма НКТ происходит прорыв затрубного газа в НКТ, с замещением жидкости ниже манометра на газ. Соответственно давление на манометре станет выше, так как плотность газа ниже плотности жидкости. Поскольку процесс отжима зависит от проницаемости, скорее всего имеем два пропластка, и один будет принимать. По моим скважинам вполне рабочая модель. Везде имею пласт -акцептор. Ну и если глянуть на температуру, тоже видно, что имеем выход из жидкости, манометр начинает греться, так-как нет охлаждения за счёт кипения газовых пузырьков. Сначала по затрубному, а затем вторая ступень это уже в трубном. Сейчас выложу. Д, пользуясь служебным положением, для проверки спустил манометр в туже скважину, но выше уровня жидкости. Висит неделю, сегодня поднимем, посмотрим.а
Видно, что температура начинает расти раньше, чем давление. Тоесть затруб уже отжало, передача тепла от стенки идёт напрямую.
а, вот вижу КВД, максимальное 59 кг/см2. Давление насыщения наверняка выше... но все же скажите какое, на всякий случай.
ваша версия прорабатывается. но пока по ходу несколько противоречий с физикой.
Из-за разности площадей, в затрубное попадает больше газа
Газа попадает больше, но там и объем больше. Т.е. и там, и там давление примерно одинаковое. Ур-ие Клапейрона P1*V1/T1=P2*V2/T2
Соответственно давление на манометре станет выше, так как плотность газа ниже
прочитайте еще раз
нет охлаждения за счёт кипения газовых пузырьков
а в конце КВД акцептор "одумался", и решил вернуть нефть обратно в скважину, и температура упала
Видно, что температура начинает расти раньше, чем давление. Тоесть затруб уже отжало, передача тепла от стенки идёт напрямую.
коэффициент теплопроводности газа на порядок ниже теплопроводности жидкости
ого, т.е. нефтяную скважину вы исследуется как газовую? а заказчик это умеет делать хорошо? пересчет сверхсжимаемости, все такое...
поправлюсь, я имел ввиду не Рбуф=Рзатруб, а одинаковое в горизонтали манометра под жидкостью
По поводу уровня. Однозначно в НКТ он выше, скважина перед закрытием работала. Даже в статике, очень долго есть дельта между Р тр и Р затр. Только на газовых один в один.
Р насыщ по залежи 160 ат.
Соответственно давление на манометре станет выше, так как плотность газа ниже прочитайте еще раз
всё правильно, до этого момента часть пластового давления компенсировалось весом столба жидкости, после прорыва газа это противодавление исчезает.
а в конце КВД акцептор "одумался", и решил вернуть нефть обратно в скважину, и температура упала
уровень жидкости продолжает снижаться, увеличивается объём ниже манометра, и будет уже влиять общий градиент.
коэффициент теплопроводности газа на порядок ниже теплопроводности жидкости
охлаждается именно при расширении газа, тоесть общий тренд связанный с геотермическим градиентом на начальной стадии выположен за счёт охлаждения. Когда этот морозильник опускается, напрямую начинает греть пласт. Этот первоначальный сквачок занимает час.
Вот только подняли. Прошлый раз ступень вылезла через 5 суток простоя. Скважина остановлена 27 июля, тоесть явно уже пора, но ступени нет. На абсолютные величины не смотрите, висит на 450 м выше.
Что интересно, скорость роста давления выше, чем при нахождении манометра в жидкости. Вот откуда эта ступень.
Если всё так, возможна интерпретация?
вы спрашиваете, можно ли по скорости роста устьевого (буферного) давления выдать проницаемость, скин и Рпл нефтяной скважины? я думаю нет.
хороших, рабочих версий появления горба пока нет
кратко:после опускания ГНК в затрубе и контакта манометра с газом давление на манометре должно стать ниже, чем было, когда манометр был под жидкостьюс целой обсадной после остановки добывающей температура в скважине должна непрерывно падатьгеотермический градиент не влияет на нагревание или охлаждение. Влияет температура, точнее разность нагреваемого и нагревающего телокружающие породы вокруг манометра не греют, а охлаждает относительно эксплуатируемого пласта, расположенного в более горячих нижних слояхпочему никто не комментирует, никому не интересно?
кратко:
1) после опускания ГНК в затрубе и контакта манометра с газом давление на манометре должно стать ниже, чем было, когда манометр был под жидкостью
2) с целой обсадной после остановки добывающей температура в скважине должна непрерывно падать
3) геотермический градиент не влияет на нагревание или охлаждение. Влияет температура, точнее разность нагреваемого и нагревающего тел
4) окружающие породы вокруг манометра не греют, а охлаждает относительно эксплуатируемого пласта, расположенного в более горячих нижних слоях
почему никто не комментирует, никому не интересно?
5) при расширении газа температура в нашем случае не меняется. Это не адиабатический процесс. Меняется (падает) давление
1.Если-бы в скважине не было НКТ, то Вы были-бы правы, но манометр висел именно в колонне НКТ. И влияет не весь столб жидкости в НКТ, а тот, что ниже манометра. Именно при его замещении на газ появляется ступень. Для одной скважины прикинул, 60 м жидкости с плотностью 0,715 г/см3 создают противодавление 4,3 ат. Ступень прироста 4,98 ат. Если продолжить тренд давления до ступени получим недостающие 0,6 ат.
Сейчас с помощью данного эффекта обнаружил ошибку в базе данных по глубине спушенных НКТ в скважину. Провёл расчёт согласно вышепредложенной модели, нет схождения. Прирост давления больше, чем противодавление столба жидкости ниже манометра. Пришлось поднять паспорт скважины, данные по последнему ремонту. Ошибка в базе 115 м, после этого всё легло идеально.
ваши расчеты лишь еще дальше отдаляют нас от первоначальной версии "газ выдавил нефть в пласт, ступенька бабахнула из-за контакта с газом".
по вашим расчетам примерно в течении суток шел приток в скважину (температура растет). И за сутки в первом случае пришло дополнительно 60 м над манометром, во втором 155 м. Никаких газов и оголений манометра.
в фонтанных скважинах известно влияние "пульсаций", когда в затрубе скапливается газ, опускается до башмака, проходит в НКТ, выгоняет интенсивно жидкость из НКТ вверх к выкидной линии, а затем и скопившегося газа. Рзаб резко падает, происходит кратковременный интенсивный приток из пласта. Часть его снова попадает в затруб, выброс прекращается, затем процесс повторяется.
во-первых, резких падений Рзаб мы тут не наблюдаем, во-вторых там фонтанная скважина с открытой выкидной линией, у нас же закрытая задвижка, и физика будет немного отличаться.
по вашим расчетам примерно в течении суток шел приток в скважину (температура растет). И за сутки в первом случае пришло дополнительно 60 м над манометром, во втором 155 м.
Температура растёт гораздо дольше, это только часть КВД. Но если взять производную по температуре, то будет аномалия связанная с перетоком-ступенькой. Это КВД про разным скважинам, в одной ступень за сутки, в другой 5 суток.
в фонтанных скважинах известно влияние "пульсаций", когда в затрубе скапливается газ, опускается до башмака, проходит в НКТ, выгоняет интенсивно жидкость из НКТ вверх
Это именно то, что видим на графике, только жидкость не уходит в линию, а стекает из НКТ и продавливаетс в пласт.
Скорость задавливания будет зависеть от ФЭС пласта акцептора. В принципе возможно оценить его параметры используя ситуацию. Кто подскажет, как?
«Наш путь тернист, но перспективы светлые».
Если хотите увидеть полную картину происходящего, то проведите замеры давления по ступеням от забоя до устья, получите распределение плотности по всему стволу скважины, с определением уровня раздела фаз. Или просто сравните давление на устье с давлением на глубине замера.
Про распределение фаз в фонтанных скважинах можете прочесть здесь, раздел 3.Н:
http://rusfolder.com/32005333
Про отжатие уровня в мех. скважинах можете прочесть здесь:
http://rusfolder.com/31999068
Спасибо, почитаем. А что поводу использования этого участка для расчёта? 1.Имеем пласт донор, пласт акцептор. 2.Имеем точный объём продавки в пласт акцептор=объёму НКТ ниже манометра. 3.Имеем давление продавки в пласт. 4.Процесс достаточно длительный, режим можно принять за установившийся.
Слишком мудрено для практического использования, да и объем продавки не получится определить, там все куда сложнее.
1) неверно, т.к. нет потерь давления на гидростатический столб жидкости, отжатый газом;
2) как показывает практика, не все так однозначно;
3) верно, но градиент влияет на профиль температуры по стволу;
4) верно для добывающих нефтяных скважин;
5) газ здесь не только расширяется (когда поднимается в виде пузырьков с забоя), но и сжимается (при росте устьевого давления). Есть ещё процессы конвекции, притоки, суточные колебания температуры на устье, в общем, сложный механизм теплопереноса.
5) при расширении газа температура в нашем случае не меняется. Это не адиабатический процесс. Меняется (падает) давлениеВы считаете, что это изотермический процесс? Все осложнения с АСПО привязаны по интервалам к границе ГЖР. Там наибольшее охлаждение.
1) да, неверно. После отжатия газом давление будет ни больше, ни меньше, а равно тому, что было под жидкостью. На рисунке ниже привел для образца рисунок с примерно вашими значениями.
Процесс и ни изотермический (в изотермическом система совершает работу (отжим нефти) за счет подвода тепла), ни изобарный (в изобарном масса расширяемого газа постоянна). У нас газ совершает работу примерно при одной температуре (что там эти +-0.1 К, когда отношение (273+35.1)/(273+35.0) примерно равно 1) при подводе газа из нефти (а может из пласта).
а вообще, до меня только дошло. Все, что мы сейчас обсуждаем - мушиная возня. ВАШИ ЗАМЕРЫ НЕ ПОДДАЮТСЯ ОБРАБОТКЕ, т.к. у вас, как вы говорите, есть пласт-акцептор. Цель остановки скважины - остановить приток из исследуемого пласта и добиться Q=0. А у вас приток ни на секунду получается не останавливался (или останавливался - но попробуйте теперь определить где именно - фиг найдешь), и тёк в акцептор. ПРИ ТАКИХ УСЛОВИЯ УРАВНЕНИЕ ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ ТОЧНО РЕШИТЬ НЕВОЗМОЖНО. Если еще и выделяемый газ оголяет манометр, то это вообще мусорный замер. Газ - это не жидкость, у него меняется коэффициент сверхсжимаемости от условий (P, Т), желательно чтобы манометр был под жидкостью.
Позвольте не согласиться насчёт мушинной возни. А насчёт мусорного замера, тоже, как посмотреть. Вот теперь я точно знаю, что имею пласт акцептор ПА, до этого такой информации не было. По давлению конца ступени могу оценить порядок пластового давления в ПА. Имея объём продавки в ПА столба жидкости ниже манометра, точно зная время продавки и перепад давления уже могу прикинуть К приёмистости. Обычно он выше К продуктивности, но уже что-то. Уже подсчитал, получается 0,13 м3/ат/сут, в 2 раза ниже суммарного по скважине. По высоте ступени могу пересчитать плотность жидкости ниже манометра. Ну и на перспективу буду знать и планировать по данной скважине другую схему исследования. Так-что информации море. А стандартное заключение - в топку, кстати там и скин -5,5.
Страницы