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
9940
просмотров
14
участников
0
Рейтинг
поправил рисунок, это начало ступени.
как вы нарисовали, получается в затрубе 100 ат (чтобы уравнивать столб в НКТ и Рбуф)
вы хоть как ухищряйтесь, подсчитывайте сколько принял акцептор, но донор-то работал все это время. А программы все основаны на CTR-решении уравнения пьезопроводности (constant-rate), либо на constant-pressure. Извиняюсь, не так выразился - под мушиной возней я предполагал выяснение изобраный ли процесс, изохорный, почему ступенька появилась и т.д. Это все микро-проблемы. Большая проблема состоит в акцепторе.
кстати, почемы ступенька Рзаб появилась, так и не понял. И почему через 5 суток, и почему длилась сутки, и почему плавная, а не скачком
Как Вы все-таки определили, что там есть пласт-акцептор? Из-за того факта, что газ задавливает нефть в пласт, этот вывод не следует.
А по таким исследованиям чем больше приборов, тем лучше. Спарку манометров на забой (можно следить за изменением градиента давление в точке замера), контроль за трубным и затрубным давлением (для расчета послепритока), замеры давления по стволу (распределение фаз по стволу, пересчет давлений на забой). При анализе ГДИ эта информация полезна.
как вы нарисовали, получается в затрубе 100 ат
По Вашему последнему рисунку да, 100.
По ступеньке. Для того, что-бы газ из затрубного попал в НКТ уровень жидкости должен отжаться до нижнего среза трубы. Дальнейший рост давления в затрубном, а значит и отжим уже не компенсируется весом столба жидкости. Газ начинает поступать в НКТ, оттесняя жидкость в ствол скважины. Чем определяется интенсивность этого процесса интенсивностью поглощения жидкости ПА или притока из ПД? Работает принцип гидрозатвора, пока жидкость выше среза газ в НКТ почти не поступает. При снижении уровня ниже приёма, часть газа с затрубного попадает в НКТ, жидкость вытесненая из трубок перекрывает по высоте нижний срез, процесс останавливается. И так пока вся жидкость из НКТ не сольётся. Это будет конец ступеньки.
каламбур какой-то. вы определитесь - поступает газ в НКТ или нет.
моя версия - поступает, плавно увеличивая Рбуф и плавно оттесняя жидкость из НКТ в скважину. Почему плавно? Потому что пузырьки газ продолжают увеличивать Рзат плавно, а не рывками.
Процесс оттеснения идет до тех пор, пока Рзат не сравняется с Рбуф.
Для манометра все эти махинации останутся незамеченными, тренд не должен меняться из-за газа (не должно быть ступеньки).
Кроме того, вы никогда не описываете что после ступеньки, объясняете только ступеньку.
короче, останавливаюсь на начальной версии - виноват пласт, никакой не газ. Из-за газа тренд не должен меняться.
"Из-за того факта, что газ задавливает нефть в пласт, этот вывод не следует."
ну как же не следует? По-моему следует. Жидкости в стволе нет. А куда делась?
приемистость акцептора после 5 суток КВД на 1 сутки уменьшилась. Рзаб скакнуло. Как такая версия вам:
Как Вы все-таки определили, что там есть пласт-акцептор? Из-за того факта, что газ задавливает нефть в пласт, этот вывод не следуетДонор-акцептор, условные понятия, есть минимум 2 пласта с разницей в давлении. Если предположить, что пласт один, то давление в нём тоже одно и то-же, даже усложнив модель и нарисуя бутерброд, в нижней части нефть, сверху газ, всёравно, давление одно, отличаться будет только на разность плотностей.
Поскольку уровень жидкости оттесняется на фоне общего роста забойного давления, значит газ во время прохождения ступеньки поступает в ствол, давление в газовом пласте выше, чем в нефтяном. Всплытие газа за счёт разности плотностей не даст сколько-нибудь значимого объёма.
Для реакции пласта нехарактерны резкие скачки давления.
Пласт-акцептор, в моем понимании, это пласт с пониженным пластовым давлением относительно другого совместно с ним эксплуатируемого пласта (донора). Пластовые давления д.б. приведены к одной отметке. При остановке скважины на КВД начинается переток через ствол скважины из пласта-донора (с повышенным пластовым давлением) в пласт-акцептор (с пониженным Рпл). Объем жидкости в скважине в это время может изменяться незначительно.
Напротив, кратковременное задавливание жидкости в пласт за счет всплытия газа в значительной степени характеризует процессы перераспределения фаз по стволу скважины, а не работу пласта. В некоторых случаях забойное давление может даже превысить пластовое:
Сечас мы рассматриваем 2-й вариант. Для 1-го варианта, на мой взгляд, нет обоснованных аргументов.
вы определитесь - поступает газ в НКТ или нет
газ, равномерно распределён по площади экс.колонны и часть его пропорциональная отношению площадей НКТ и кольцевого пространства постоянно всплывает в НКТ. Этим и объясняется рост Р тр и соответственно Р манометра до начала ступени. Но это количество газа стабильно и не зависит от уровня жидкости. А вот после снижения до отреза трубы в трубки начинает поступать дополнительно уже Затрубный газ
Для манометра все эти махинации останутся незамеченными, тренд не должен меняться из-за газа
Пока манометр ниже ГЖР да, как только выше, сразу начало ступени.
А после ступени ничего интересного, мы уже не увидим. Могу назвать для интереса давление на манометре через 15 суток после окончания 5-суточной ступеньки 58 ат. Но рост продолжался. Постом выше я почему-то сделал акцептором нефтяной пласт. Скорее газовый, очень длительный процесс роста пластового.
Послеприток идет из обоих пластов. Совокупный объем поступившего в ствол скважины газа (изначально распределенный газ по стволу + газ послепритока) может быть достаточен для отжатия уровня ниже манометра.
Но если в верхнем пласте фильтруется только газ, то это существенно меняет дело. Но в таком случае забойно давление должно быстро восстановиться до пластового.
кратковременное задавливание жидкости в пласт за счет всплытия газа в значительной степени характеризует процессы перераспределения фаз по стволу скважины
Напомню, до начала ступени скважина была закрыта уже 3 суток, газовый горб это видимо только в начале КВД.
Ну и объёмы продавки. Самое интересное, после ступени продолжается рост точно с той-же интенсивностью, что и до неё. Можно предположить, что процесс выравнивания межпластового давления продолжается.
Трое суток ничего не говорят без привязки к конкретным значениям. Данные по скважине и по исследованию есть только у Вас, нам остается только играть в угадайку вместо полноценного анализа. Судя по КВД, дебит послепритока на момент перелома давления примерно в 15-20 раз меньше начального дебита. Много это или мало? Неизвестно.
Т.к. скважина у Вас закрыта не на забое, то следует учитывать процессы, происходящие в стволе скважины. При исследовании с закрытием на забое Вы с большой долей вероятностью не увидели бы ни "акцепторов", ни "доноров", наличие которых обусловлено текущей схемой гидродинамических исследований .
Да, вы правы. Но предоставить весь объём данных в формате форума трудно, да и не нужно. Для себя выводы сделаны, может что-то и подтвердиться.
Ещё одна скважина "оступенилась". Расстояние от манометра до сбивного клапана (ЭЦН сгорел, работает фонтаном) 47 м. Перепад давления на ступени за вычетом прироста давления по предшествующему тренду 3,36 ат. Расчитываю плотность ниже манометра 3,36/47*10=0,715 г/см3. Очень реальная.
Объём НКТ от манометра до сбивного 47*3/1000=0,141 м3. Средняя репрессия на данном участке 1,68 ат. Продолжительность ступени 0,426 сут. Приёмистость 0,141/0,426/1,68=0,18 м3/сут/ат.
Пересчитываю на рабочую депрессию, 25 ат. 25*0,18=4,6 м3/сут. Сравниваю с фактическим замером дебита 4,9 м3. Фантастика!
К сожалению, КВД получается брак, манометр в газе.
Мы данный эффект называем "аномальным ростом", на скважинах с большим ГФ часто получается, когда спустить манометр ниже из-за большого угла кривизны не получается.
Сейчас разрабатывается и усовершенствуется методика пересчета таких замеров с определением куда же все таки ушел уровень раздела нефть-газ.
В целом по результатам опытных работ расчитываем довольно верно. Ну и разрабатывается методика оценки рисков данного эффекта до начала исследования.
Какие знакомые картинки
Какие скважины? Хорошая проницаемость?
А скин почему так вырос за год?
Проницаемость от 100 до 5000 мД, скважины горизонтальные.
Скин растет из-за разработки пласта ниже давления насыщения за счет снижения гидропроводности в прискважной зоне.
Картинок много разных бывает, раньше просто не так оценивали проницаемость, сейчас вроде нормально начали, результаты адекватные.
Главная проблема, это промысловые геологи, ваще тяжко до них донести информацию на какой глубине нельзя оставлять манометры перед КВД.
Ну вот, и нам досталось! А у нас ниже некуда, почти в перфорации висят. Методика это конечно интересно. А нельзя просто отбить уровень?
voron4m, а как Вы видите изменение скина?
А сколько у вас в затрубе? у меня около 120, отбивать нельзя.
Просто отбить уровень? А как его пересчитать потом в давление? Практика показывает, что замеры давления датчиком и результаты пересчета из уровней не коррелируют.
Работаем и с безмикрофонным датчиком, покрайней мере до 100 ат, а так надо по паспорту глянуть. Обычное давление 70-80 ат на фонтанных.
Вообще-то разговор о том, что уровень ушёл ниже датчика. А по поводу схождения результатов. Основная проблема замера в статике это скорость звука. Обычно используем то, что изготовитель зашил. Но для конкретного месторождения можно и постараться, найти скважинки с реперами и скорректировать табличку. По своему основному месторождению так и работаем.
Вторая проблема неизвестная плотность. А вот по ступеньке она определяется замечательно (см.выше).
Почему нельзя? Тот же уровнемер ГЕОСТАР - по паспорту Рраб=100 кгс.см2. Значит Ропрессовки=150 кгс.см2. В свое время, когда занимался газлифтом, это была нормальная практика отбивки Ндин на газлифтных скважинах. Скорость звука была комбинированной - до 1000 м ~ 380 м/сек после 1000 метров и до уровня брали 400-410 м/сек. газлифтные мандрели служили реперами - лучше всяких девайсов по определению скорости звука. Рмах = 137 кгс.см2 зафиксировано при отбивке Нстат на пьезометричекой скважине в районе газовой шапки. Одновременно делался глубинный замер. Это позволило определится со скоростью звука. Но перед запуском уровнемера в работу пришлось поколдовать над ним. 1. Изготовить переводик под стандартный манометр. 2.Вместо стандартной хлопушки смонтировать шаровый кран (нашелся КазНИПИ -Рраб=150). 3. Разогнать датчик давления до 150 кгс.см2. 3.Собрать конструкцию и опрессовать на стенде до 150 кгс.см2. (2 раза в год обязательный контроль всех узлов, особенно резьб, и опрессовка на стенде) И 4 - интруктаж работников.
Проблема похоже решаема, можно и на производителя выйти.
А можно поподробне, не совсем понятно про шаровый кран. Сейчас Миконы комплектуются шаровыми клапанами, но паспорт на работе.
На оф.сайте Микона пишут, Микон-тензо по спецзаказу до 16 МПа.
В том то и дело, что заводских исполнений уравнемеров свыше 100 атм не найти, а что-то мудрить своё черевато... что касается Микона, не знаю, ради малого количества исследований выбить его будет практически не реально.
Но что-то непонятно, с пересчётом таких замеров. Инженер, вы и ФЭС считаете?
Восточная Сибирь?=))) Там вроде вполне уверенная корелляция глубины раздела фаз от затрубнонго на момент остановки скважины.
Ну а зачем ГДИС если нет ФЭС?) Все считаем.
А то, звони, обсудим этот вопрос :)
Я уже на другом проекте=( но за этим проектом тоже стараюсь следить, жду когда вы мех фонд будете исследовать...
Если нет радиального режима, идёт послеприток, только со знаком минус, как выбрать участок для апроксимации?
Покажи конкретный пример. У меня как правило есть радиальный режим, просто из-за этого роста на графике производной виден слом (как я показывал ранее). Но его можно пересчитать и получить качественный результат. Чем больше скважин где был слом и где его нет, тем точнее будет пересчет по статистике.
Хотя методика есть, но все равно пытаюсь добиться спуска чтобы отжима газа не было, но подрядчики не очень хотят спускать манометр где угол больше 60 градусов.
Кстати а какие ограничения по углу спуска у вас?
Всё в рабочем компе. Выше выкладывал, пост 31, 66. Сегодня отбили уровень по этой сважине, покрайней мере до башмака НКТ сухо. А ведь нефтяная.
По углу у нас нет горизонтальных сважин, максимум 30 град.
А манометром до забоя слазить не судьба, чем уровня бить?
С горизонталками понимаю проблемы, но с ННС какие проблемы могут быть?
Каждый спуск манометра должен информативным. Выход из НКТ это повышенная аварийность. Как правило проволока на забое либо ешё какое железо. Если есть сходимость результата, с точки зрения цеха, лучше уровень.
Но вообще-то вопрос не о том, как померять. А надо-ли принимать замер со ступенькой для расчёта ФЭС? Если после ступени манометр висит в газе, а ниже жидкость то-ли продолжает отжиматься в пласт, то-ли уже остановилась.
Такие же - макс. 60 градусов
По увеличению расстояния между Log и производной.
С точки зрения интерпретации я склоняюсь к версии увеличения проницаемости, чем ухудшения призабойной зоны (увеличение Скина). WBS уменьшился более чем в два раза, плюс поздняя сегрегация жидкости (водичка поднялась да манометра). Если сравнить тесты в нормализованном виде, то скорее всего Log-и будут совпадать, а производная с последнего теста будет ниже, т.е. выходить на новый уровень проницаемости (по воде). Думаю, если пересчитать последнюю радиалку с PVT по воде, то результаты будут идентичны. Плюс ко всему билинейный режим предполагает наличие трещиноватости. Если Kz/Kr небольшой, то трещины распространяются в горизонтальном плане, т.е. возможны прорывы воды от близлежащих нагнетательных скважин (если они есть).
Но это все только предположения...
Вот например, вроде был выход на радиальный режим, но позднее жидкость отжало. Можно считать?
Это горизонтальные скважины врде как
Это насчет инфомативности. Вообще, если возможность, замеры нужно делать на уровне перфорации. Здесь инженер прав на 100%. Насчет мусора на забое - пусть подрядчик шаблон с печатью сгоняет. И узнаешь что у тебя творится на забое.
У нас фонтанки по 20 лет без ремонтов работают, кольца не на всех. Везде депарафинизация скребками. Мусора хватает. И вообще, средство должно соответствовать цели. Если галочка для органов, зачем рисковать?
Что-то от темы далеко.
На мой вопрос кто ответит, браковать?
По твоему вопросу - да, это брак. По моему примеру выполнили несколько целей. Определили точку ввода газа, определили плотность до точки ввода газа и в районе перфорации, отбили забой, рассчитали забойное давление. Кстати, в какой-то ветке был спор - что ниже интервала перфорации, вода или нефть? Если забой герметичен - то однозначно раствор глушения. А теперь представь - спустили манометр на 1000 м. И что мы получим - какое-то давление на глубине замера и сомнительную плотность. Цель оправдала средства? А, забыл указать - скважина газлифтная. Извини, что на ты.
Глянул сегодня несколько горизонтальных скважин и ЗБС - максимум 50-55 градусов. дальше приборы не шли. Говорят, у геофизиков есть жесткий кабель. Но у них расценки наверное гораздо выше. Есть идея - 2 спареных прибора, расстояние между датчиками давления не менее 5 метров. Получишь изменение плотности по времени. Но где взять такой лубрикатор? Или спускаешь 1 манометр, через 10 метров зажимаешь превентором проволоку, цепляешь 2-й манометр и спускаешь на расчетную глубину. Получаешь связку манометров длиной 10м - здесь точность расчета плотности буде выше. Но опять проблема - где подрядчик возьмет превентор для проволоки?
Привяжите глубину спуска по времени через счетчик типа СПС5, вот вам и плотномер
Обычным геофизическим кабелем можно зайти где-то в 70 градусов, жестким +100-150 м
Брак потому-что видно ступеньку? А если подрядчик по ГДИС просто отбросит участок после 20 часов, и покажет мне выход на радиальный режим? И посчитает ФЭС?
По информативности. По самой ступеньке рассчитана глубина спуска НКТ (найдена ошибка в базе), рассчитана плотность жидкости НИЖЕ! манометра, рассчитан коэффициент приёмистости. ФЭС скорее всего не выжать, давление намного ниже насыщения, но всё-таки замер пригодился.
По превентору, у нас используется на аварийных работах на проволоке, американская штучка.
Страницы