и что же она вас так смущает? Наверно Вы очень смущаемый человек )))
Поглядишь вон на телек, и тоже порой такое смущение налазиет когда про экстрасеКсов показывають...

visual, хватит издеваться над людьми :-) Чем смущает-то? Ну да, слегка высокая вязкость. А температура пласта какая? Может флюид в камере и был этим АСПО? И кто делал PVT?

Master_S пишет:

Прислали лабораторные данные PVT. Что-то вязкость смущает:

Bязкость нефти в условиях пласта, мПа·с……………………..……………….

22.29

Bязкость нефти при давлении насыщения, мПа·с………………….…………

21.58

Скважина только из бурения (горизонтальная). пласт ПК-16 Западная Сибирь. Работает фонтаном. Рпласт=143атм. Пробу отбирали на глубине 1400 м при штуцере-4мм. Дальше пробоотборник не пошел - АСПО.

С Покамасами сравнивали? А если серьёзно какая была принята при подсчёте запасов по этому пласту? Тут на форуме как раз обсуждали о кондиции и не кондиции проб. Я к тому возмите подборку проб по месторождению из этого объекта и по окружающим........и оцените. А так же спросите мыл ли руки лаборант....(это конечно шутка)

Master_S пишет:

Прислали лабораторные данные PVT. Что-то вязкость смущает:

Bязкость нефти в условиях пласта, мПа·с……………………..……………….

22.29

Bязкость нефти при давлении насыщения, мПа·с………………….…………

21.58

Скважина только из бурения (горизонтальная). пласт ПК-16 Западная Сибирь. Работает фонтаном. Рпласт=143атм. Пробу отбирали на глубине 1400 м при штуцере-4мм. Дальше пробоотборник не пошел - АСПО.

нормальная такая вязкость. На ПК1 она вообще около 300 сП

Master_S пишет:

данные из проекта:
Параметры
ПК151 ПК152 АВ11-2 АВ13 АВ2-3
Начальная пластовая температура, оС 43 43 60 53 54
Начальное пластовое давление, МПа 13.40 13.4* 16.4 16.5 16.4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 3.35-3.86 1.63 1.51 1.55
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0.823-0.836 0.774 0.768 0.753

Данные из Р пл интервально

Средний градиент температуры 3.29 °С/100м
Замеренная температура на отметку 1447 м 39.43 °С
Замеренное давление на отметку 1447 м 123.98 кгс/см2
Запись давления/температуры выполнена прибором МИКОН-107 №11393

Плотность для пересчета давления: 0.898 г/см3

Температурный градиент для пересчета температуры: 3.290 °С/100м

Пластовое давление на ВДП ПК16(1) 133.35 кгс/см2
Пластовое давление на АО кровли пласта ПК16(1) 133.57 кгс/см2

Температура на ВДП ПК16(1) 42.93 °С
Температура на АО кровли пласта ПК16(1) 43.01 °С

Тоесть на порядок выше, да это просто подозрительно может они запятые не там поставили?
Или величины измерения....например сантипуазы....

Master_S пишет:

Да на Самотлоре вязкость в пределах от 1 до 1,22 мПа*с. А тут 22. Это похлеще телека с шаманами .

Ну ты же и не пишешь что за месторождение, да и вообще мало что написал по факту. Написал что тебя сильно смущает! Ну это ценное наблюдение когда изучаешь психологию человека, но не вязкость.
Так шо лучше привыкать не к приколам, а к подробным вопросам )))

Master_S пишет:

Прислали лабораторные данные PVT. Что-то вязкость смущает:

Bязкость нефти в условиях пласта, мПа·с……………………..……………….

22.29

Bязкость нефти при давлении насыщения, мПа·с………………….…………

21.58

Скважина только из бурения (горизонтальная). пласт ПК-16 Западная Сибирь. Работает фонтаном. Рпласт=143атм. Пробу отбирали на глубине 1400 м при штуцере-4мм. Дальше пробоотборник не пошел - АСПО.

Горизонталка, ПК16? Не Ван-Еган часом? Номер скв есть? Так и есть - покурские нефти вязкие, в этом и проблема их разработки. Вобщем, думаю, что ошибки нет.

Док пишет:

Горизонталка, ПК16? Не Ван-Еган часом? Номер скв есть? Так и есть - покурские нефти вязкие, в этом и проблема их разработки. Вобщем, думаю, что ошибки нет.

А ещё если эмульсия, так ложку ставить можно, у нас покурская, правда устьевая нефть "сразу после бурения" стояла месяца два без явного расслоения при 2/3 воды в эмульсии. PVT - шники могли просмотреть, и не взять тест, а закачать сразу в вискозиметр. Не факт что она в пласте такая, это могли ПАВы буровые повлиять.

А что еще в отчете есть? Какая, к примеру, вязкость сепарированной нефти в стандартных условиях. Да и на физ-химию хорошо бы взглянуть.

Тогда все верно. При такой плотности и вязкости сепарированной нефти, вязкость в точке отбора примерно такая и должна быть, возможно даже больше. Наверное смол прилично в нефти, около 10-15 %?

Master_S пишет:

Прислали лабораторные данные PVT. Что-то вязкость смущает:

Bязкость нефти в условиях пласта, мПа·с……………………..……………….

22.29

Bязкость нефти при давлении насыщения, мПа·с………………….…………

21.58

Скважина только из бурения (горизонтальная). пласт ПК-16 Западная Сибирь. Работает фонтаном. Рпласт=143атм. Пробу отбирали на глубине 1400 м при штуцере-4мм. Дальше пробоотборник не пошел - АСПО.

Я работала с ПК не помню ПК-14 или ПК-15(16?), тоже Западная Сибирь. Не фонтан правда- скважину пытались из бд запустить.Отрабатывали компрессором, так там нефть лезла(в процессе компрессирования) как загустевшая зубная паста... КВД писать поэтому не стали- побоялись прибор там оставить.

А принятые или там средние значения по пласту какие?
Вообще, сколько глубинныйх проб есть в наличии? С общими трендами по пласту или с аналогами бьётся?
На самом деле, сложно вот так вот, приложив палец к носу сказать... При такой плотности сеп. нефти, ГС и объемнике можно что-то подобное ожидать в пласте, при условии, что всё отобрали как надо... А какой состав пластовой нефти-то? С1 и С+ сколько и какая масса остатка?

HDS пишет:

Тогда все верно. При такой плотности и вязкости сепарированной нефти, вязкость в точке отбора примерно такая и должна быть, возможно даже больше. Наверное смол прилично в нефти, около 10-15 %?

Да, вязкость низковата для такой плотности. Но такой расклад скорее из-за повышенного содержания асфальтенов, а не смол ИМХО

Используй корреляции ПВТ. Используй КВД анализы.
Прогони анализ чувствительности, и если и это не поможет, то отбирай новые пробы и если есть возможность, нанимай другую компанию чтобы уменьшить возможность наступить на одни и те же грабли.
Для обоснования повторного отбора проб предоставь анализ чувствительности начальству.

Master_S пишет:

Основные результаты исследования

Давление насыщения, МПа…………………….………………………...………

9.53

Температурный коэффициент давления насыщения, МПа/⁰C………………...…

0.0489

Коэффициент сжимаемости в пластовых условиях, 1/МПа·10^-4…………………

12.21

Температурный коэффициент объёмного расширения, 1/⁰C·10^-4…………………………

5.46

Газосодержание

м3/м3

м3/т

- стандартная сепарация...............…………………...……………......……

38.88

40.99

- ступенчатая сепарация по схеме обустройства.……………………...……

36.10

38.19

- дифференциальное разгазирование.……………………….…...……

37.07

39.17

Потенциальное газосодержание……………………………………….…………

40.27

42.45

Объемный коэффициент пластовой нефти

- стандартная сепарация…………………………………………..…………….…

1.099

- ступенчатая сепарация…………………………………………….……………

1.088

- дифференциальное разгазирование.……………………………….…………….…...……

1.092

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения

- стандартная сепарация……………………………...………………………….…

1.103

- ступенчатая сепарация………………………..……………………………

1.092

- дифференциальное разгазирование.……………………………….…………….…...……

1.096

Плотность пластовой нефти, кг/м³

- в условиях пласта…………………………….…………..…………..……………..

894.1

- при давлении насыщения……………………………….………………...………….

890.6

Bязкость нефти в условиях пласта, мПа·с……………………..……………….

22.29

Bязкость нефти при давлении насыщения, мПа·с………………….…………

21.58

Вязкость сепарированной нефти, мПа·с

- при однократной сепарации………………………………..…………………

180.00

- при ступенчатой сепарации………………………………...………………………

164.10

- при дифференциальном разгазировании……...………….……...……

169.51

Плотность сепарированной нефти при 20⁰С, кг/м³

- при однократной сепарации……………………….……………………………

948.5

- при ступенчатой сепарации…………………………...………………………

945.2

- при дифференциальном разгазировании……...………….……...……

946.3

Плотность выделившегося газа при 20⁰С, кг/м³

- при однократной сепарации……………………….……………………………

0.881

- при ступенчатой сепарации…………………………...………………………

0.767

- при дифференциальном разгазировании……...………….……...……

0.807

А эдесь вроде всё красиво.....но параметры проекта и параметры проб очень разнятся.....путь один выяснить истину процентным количеством если пробы в процессе отбора с такой вязкостью будут подтверждаться в определённых зонах например окисления то кондиция (проба) и это даже плюс для разаботчика, если еденичный случай то косяк....тут уже много так сказать предложили....так что решение за вами....

Док пишет:

Горизонталка, ПК16? Не Ван-Еган часом? Номер скв есть? Так и есть - покурские нефти вязкие, в этом и проблема их разработки. Вобщем, думаю, что ошибки нет.

Примерно где-то там. Для подсчета запасов раньше вообще вязкость была 95 для всех пластов ПК.
PK_10_PK_20.jpg

voron4m пишет:

Примерно где-то там. Для подсчета запасов раньше вообще вязкость была 95 для всех пластов ПК.

Угу. Это нефти мигрирующие с нижних ловушек, теряющие при этом легкие компоненты. В условиях Зап Сиб весьма не технологичны к добычи. Кое где эти запасы стоят на балансе их разработка обязательна в рамках лицензионных соглашений. Вот время от времени и проявляется активность с целевым бурением на покупр, включая ГЗ скв.