Май 11
Господа, есть необходимость обосновать на сколько можно снизить забойное давление относительно давления насыщения в нефтяной скважине. Стандартное 0,75 не катит. Если у кого такой опыт, поделитесь. Ссылкам на литературу тоже буду рад.
Опубликовано
27 мая 2011
Активность
45
ответов
23193
просмотра
17
участников
17
Рейтинг
Контекст
ППД x7
Возможно устроит ответ, не ниже давления при котором происходит разгазация нефти в пласте. А так же технические причины, при которых уровень жидкости в эксплуатационной колонне влияет на её целостность.
Нет, к сожелению не устроит. Т.к. снижение давления ниже давления насыщений до определенной величины не есть плохо (даже если нефть начинает частично разгазироваться в пласте).
Самое лучшее обоснование - эксперимент, проведите ГДИ, допустим пять режимов и КВД. Пусть три из пяти режимов будут с забойным ниже давления насыщения. Чем меньше будет забойное давление по отношению к давлению насыщения, тем больше будет скин-фактор. Можно потом построить зависимость скина от забойного и в области, где амплитуда увеличения скина меньше выбрать искомое забойное.
Если нужно все сделать теоретически, то здесь есть два варианта:
простой - построить кривую притока (IPR), учитывающую снижение продуктивности скважины при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Это кривая Вогеля или Фетковича. По устраивающему Вас дебиту выбрать забойное.
сложный - произвести моделирование в гидродинамическом симуляторе данной конкретной скважины и дренируемого ею участка с различными сценариями по забойному давлению. Сравнить дебиты и накопленную добычу и выбрать оптимальный вариант.
А ещё проще держать забойное на уровне насыщения и не возвращатся к старым ошибкам.
а как тогда вообще добывать если давление насыщения равно начальному пластовому (нефтегазоконденсатное месторождение)?
Держать пластовое. Также давление фонтанирования будет ниже давления насыщения, осторожнее со штущерами, при неконтрольном желании увеличть дебит можно легко потерять все. Примеры есть :)
Хороший совет. Я бы назвал этот вариант не сложный, а скорее трудоемкий. В итоге, если построенная модель учитывает нужные эффекты, результат будет однозначный и обжалованию не подлежит.
Вам виднее, но при этом меняются свойства пластового флюида, парафин, вязкость асфальто-смоло отложения и т.д., а самое главное дебит, ну если только Вы не хотите получить временный эффект, например при режиме растворённого газа.....
Нет, к сожалению не устроит. Т.к. снижение давления ниже давления насыщений до определенной величины не есть плохо (даже если нефть начинает частично разгазироваться в пласте).
Вот документ может это убедит Вас.
Конечно при снижении забойного давления ниже давления насыщения меняются свойства пластового флюида, парафин, вязкость асфальто-смоло отложения и т.д. Все так, но!!!! есть опредеденное давление (ниже давления насыщения) при котором все отрицательные моменты не играют определяющей роли (т.е. не влияют на дебит и, в конечном итоге, на КИН). Цель - найти это давление. Для чего? просто каждый раз при обосновании дебита проектной скважины нас долбают вопросом о забойном давлении и почему бы его не опустить до атмосферного. Ссылки на абстрактные изменения свойств и снижении КИН не прокатывают, нужно четко рассчитанное обоснование, что бы даже экономисты поняли))))) Общепринятая практика это 0,75 от Рнас (как было принято в 1950 каком то году), однако, очевидно, для различных условий это давление должно быть различно.
Понятно, но начинать это надо в проектном документе.....на счёт 0,75 от Р нас. не знаю. Обычно делаем поинтервалку рассчитываем точку и потом в зависимости от того, на каком режиме скважина фонтан или механика отслеживаем динамику снижения или повышения дебита, срыва подачи и т.д.
А если глобально, старые месторождения, которые просто доили до потери пульса, и на которых работают качалки с хвостовиками до зоны перфорации на сухую, тоже есть, просто пересматривают и обосновывают снижение КИНа или занижают запасы. Всё решаемо. Вопрос зачем, для улучшения разработки это вопрос, для увеличения прибыли в первоначальный момент, а потом что делать...Зачем Вам это? На забугорном месторождении? Это политика была принята буржуями в нашей стране, снять сливки и уйти в тину....Хотя может и правильно.....будем развивать биотопливо и нанотехнологии...))))))
В соседней теме выложена книга Лысенко, там приведена формула снижения продуктивности при снижении давления ниже давления насыщения. Для своих условий оцените стоит ли терять в продуктивности чтобы эээ..не знаю даже зачем.
Разрешите присоединиться
Роман, ниже речь пойдет о Рзаб, не о Рпл. Как писал Колос, нефтегазоконденсатные залежи с Рзаб = Рнас разрабатывать НЕВОЗМОЖНО. Тут начальное Рпл=Рнас. Если держать давление на забое = Рпл, как Вы рекомендуете, притока не будет.
По поводу того, что требования к соотношению Рзаб/Рнас надо указывать в проекте разработки. Проект разработки, как правило, основан на ограниченном количестве информации о параметрах месторождения, полученных по разведочным скважинам, взятых по аналогии, предполагаемых, расчетных, по-корреляциям и т.д. На стадии подготовки проекта еще не всегда ясно, насколько эффективна будет система ППД, будет ли прорываться газ из газовой шапки, как будет вести себя газовый фактор во времени, каковы характеристики законтурной области, с каким забойным давлением будут работать скважины и с какими дебитами. Поэтому проект может и содержать некие рекомендации, но они будут очень приблизительными и к конкретной скважине неподходящими.
Что касается снижения Кпр при снижении ниже Рзаб. Ну снижается Кпр, ну и что. Приток то все равно увеличивается. Ради этого Рзаб и снижается. Есть "лжетеория" о "серповидной" индикаторной линии, когда после определенного значения Рзаб дальнейшее его снижение ведет не к увеличению дебита, а к снижению. Я в эту "лжетеорию" не верю, на практике такое ни разу не встречал. Помимо пары отечественных книжек в другой, в т.ч. международной технической литературе это не описано.
Снижается ли при этом КИН? А из-за чего? Вода ППД прорвалась и мы закрыли скважину? А зависит ли скорость прорыва воды от снижения Рзаб ниже Рнас? Вряд ли. Скорость прорыва воды зависит от темпа закачки, от мощности пласта, от его свойств, от соотношения вязкости нефти и воды, но никак от соотношения Рзаб/Рнас. Так что снижение КИН тоже под вопросом. Ну в крайнем случае можно перестать качать воду в нагнетательную скважину, провести РИР, выровнять профиль приемистости нагнетательной, форсировать отбор из добывающей. В общем прорыв воды, это еще не конец.
Ну а что касается собственно вопроса. То отвечу с точки зрения технолога. Моя задача обеспечить максимальную добычу со скважины, в рамках плана по добыче, соблюдения лицензионных обязательств, норм отбора. Но это все глобальные цифры по фонду, не по конкретной скважине, так что в первом приближении можно сказать, что моя задача, это обеспечить минимальное давление на забое для достижения максимального дебита по скважине. Ограничением будет давление (здесь и далее забойное) разрушения горной породы, при котором начнется вынос песка; давление конусообразования (газ, вода); давление смятия колонны; давление, при котором насос не может переварить свободный газ; давление, при котором начинают выпадать асфальтены, парафины; давление, при котором будут формироваться солеотложения. Если все эти давления рассчитать для начала по корреляциям, а затем определить лабораторно и экспериментально, то тогда и будет определено минимальное давление на забое для конкретной скважины. Ну и соответстувующий ему максимально возможный дебит. После этого разработчик может оценить, справится ли система ППД с компенсацией этого дебита (99% что не справится). Ну можно тогда еще немного ограничить отбор. Хотя если главный инженер увидит, что из-за ППД мы теряем нефть, может, он увеличит мощность насосов ППД и ограничение по компенсации снимется.
Zorg, ваше квалификация не вызвает сомнений. Хорошо что вы присоеденились.
Нефтегазоконденсатные залежи разрабатывать конечно возможно если держать Pпл выше начального Pпл=Рнас на величину требуемой депресии. Мы же планируем ППД? Почему его не запланировать на заданное давление, а не держать ниже. Да, нужен хороший контроль и светлая голова - и то и другое решаемо. Рзаб = 0.75 от Pнас это старый НИПИвский подход, который обоснован в какой-то там книге о которой уже все забыли, а анекдот остался. Мне кажется кто-то прикрывал чью-то задницу для "обнаученного" пояснения вскрывшегося факта нарушения контролируемого или неконтролируемого снижения забойного. То что кто-то там в НИПИ по каким-то волшебным корреляциям что-то считает - это великолепно. Знать бы где это НИПИ находится.
Снижение продуктивности - следствие выделение газа (основная причина, я полагаю). То что при продуктивности с 10 м3/сут*атм снизится до 6 м3/сут*атм кажется не критичным. Если принять простую формулу, что продуктивность снижается экспоненциально от величины снижения ниже давления насыщения получается так. Сначала при 10 м3/сут*атм дебит при депрессии в 10 очков = 100 м3/сут. Забойное бросаем ниже насыщения. При 6 м3/сут * атм, сохраняя 100 м3/сут депрессия 16 атм и так далее замкнутый круг - сохраняя один и тот-же дебит депрессия будет нарастать, забойное снижатся, продуктивность ухудшаться. И далее, что нам делать с ростом ГФ? Как долго?
В ситуации фонтанных скважин, можеть быть казусы с минимальным давление фонтанирования. За счет желания увеличить дебит фонтанной скважины можно потерять фонтан полностью. Разжимая штуцера сначала видят увеличение дебита, потом резкое снижение до нуля. Случай с нефтегазоконденсатной залежью.
Есть однако ситуации когда снижение ниже насыщения даже имеет достоинства! (По результатам моделирования конечно). Этот случай таков, что скорость вертикального всплытия выделяющихся пузьрьков газа будет больше чем скорость уноса газовых пузьрьков в скважину с потоком. Модельная ситуация - это хорошая вертикальная анизотропия, общая большая проницаемость (не гигантская, достаточно > 100 mD) и главное монолитные толщины > 50 м. В этом случае достоинство - в снижении ГФ за счет образования газовой шапки в пласте. Но я бы сомневался в такой удаче.
Выделение газа снижает КИН простым образом. За счет выделения газа снижается Квыт нефти водой. Выделившийся газ в ПЗП создает как их там trap (ловушки?) за счет большей подвижности защемляя нефть в системах пор. Разивая процесс разгазирования по всему пласту масштаб растет. Я хоть отношусь с иронией к этому - но таки пишут, ничего не поделаешь.
Поэтому видимых причин для снижения ниже насыщения я не вижу. Работайте лучше с ППД, плохо принимает - рвите пласты. Снижайте потери давления в зонах нагнетания и отбора. Используйте ТМС для отбивания желаний добычников. Или теряйте запасы подвижной нефти, дохните от газа - эту позицию я тоже понимаю.
Вот ещё. Действительно бывают ситуации, когда вскрывается отдельный нищий куполок, в котором реализовывать ППД муторно да и не зачем. За счет энергии газа (газок поддавит слегка - так говорят) достигается КИН в 0.1-0.2 и бросается всё это дело. Здесь действительно ничего не поделать и надо идти и на такое.
Нефтегазоконденсатные залежи разрабатывать конечно возможно если держать Pпл выше начального Pпл=Рнас на величину требуемой депресии. Мы же планируем ППД? Почему его не запланировать на заданное давление, а не держать ниже. Да, нужен хороший контроль и светлая голова - и то и другое решаемо.
Роман, по-моему, это чистая теория. Знаете ли Вы практические примеры реализации описанной концепции? ППД обычно всегда отстает, часто не эффективно. А Вы не рассматриваете такой вариант, что в результате подъема давления в нефтяной части залежи нефть будет оттеснена в газовую шапку? Я правда не знаю, как это повлияет на КИН, может никак...
В ситуации фонтанных скважин, могут быть казусы с минимальным давление фонтанирования. За счет желания увеличить дебит фонтанной скважины можно потерять фонтан полностью. Разжимая штуцера сначала видят увеличение дебита, потом резкое снижение до нуля. Случай с нефтегазоконденсатной залежью.
Согласен, бывает и такое. Но можно по-другому взглянуть на этот вопрос. Для каждой фонтанной скважины можно определить минимальный дебит, при котором фонтанирование скважины будет нестабильно. Есть специальные софты для этих расчетов (Prosper, например). Минимальный дебит фонтанирования зависит от того, с какими скоростями движутся нефть, вода и газ в НКТ. Если скорость движения газа намного превышает скорость движения жидкости, то последняя может начать замедляться и даже начать двигаться вниз, на забой, т.е. скважина как бы глушит сама себя. Скорость подъема фаз помимо PVT характеристик и газового фактора зависит от диаметра НКТ, чем меньше диаметр, тем выше скорость.
Т.е. я все это к тому написал, что можно, конечно, в Вашем случае штуцерить скважину, а можно рассмотреть вариант замены НКТ.
offtopic
Значит вылизывать скважины мы умеем, а разработкой месторождения управлять почему-то нет.
Одни слесаря в стране и экономисты...
Ты должен понимать, что снизить дебит с 200 тонн/сут до 20 тонн/сут тебе никто никогда не даст. Хоть сто просперов покажи. Это потом тока, в конце года, когда вместо миллион тонн в год получают полмиллиона, скажут - ах, как же это случилось? Только так.
Каждое месторождение как первый раз.
Опыт интенсификации (оптимизации ЭЦН с целью снижения Рзаб) многих тысяч скважи в терригенных коллекторах говорит о следующем:
- целевое забойное давление определяется объемом свободного газа с которым может справится газосепаратор. Рзаб может составлять и 0,3-0,5 от Рнас;
- в неоднородных коллекторах могут проявляться как положительные факторы (подключение низкопрониц пропластков к добыче при увеличении депресии), так и отрицательные (увеличение обводненности по трещинам ГРП или более высокопрониц пропласткам). По наблюдениям доля скважин с видимым проявлением первого и второго случая составляет около 10% (+/-), на отдельных м/р доля может быть увеличена;
- интенсификация позволяет более длительный период держать скважины в рентабельной добыче ( без интенсификации к примеру дебит в 1-2 т/сут может быть на грани рентабельности, после ИДН скважину с дебитом в 3-5-10 т/сут можно рентабельно разрабатывать)
Безусловно зависит. Согласно закону Дарси, скорость движения жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давлений ;-) Также не сложно показать, что, если вода мобильнее нефти, то чрезмерно низкое забойное давление может привести к понижению КИН. Или, например, если проницаемость в верхней части пласта больше, чем в нижней. В таком случае при быстрой добыче и закачке вода не будет успевать опускаться вниз.
Похожая тема www.petroleumengineers.ru/node/1835
Добрый день! Для обоснования оптимального забойного давления необходимо производить PVT-исследование на установках по обеспечению потока, FLASS, например. Есть и другие фирмы. 1 раз так замерить будет много лучше любых математических выкладок.
Без PVT вобще никуда :) Но как здесь уже говорилось, на забойное давление могут накладывать ограничение несколько факторов. Например, стремление избежать формирование газовой шапки, вынос песка, КИН, и т.п. Если вы про газовую шапку, то ограничение по забойному давлению может зависить от пластового давления и скина. Первое меняется со временем, второй -- от скважины к скважине. Поэтому одних PVT исследований мало.
Для обычных месторождений (нормальных, обычных толщин) существовала следующая схема обоснования минимального забойного давления.
а) Определить количество "целых" добывающих (mw) и нагнетательных скважин (mi). При проектировании, это сделать легко. Например, при принятой системе разработки пятиточке mw = 1, mi = 1. Для семиточки, mw = 2, mi=1. Для девятиточки, mw = 3, mi = 1. В случае уже работающего месторождения, существует метод, который раскладывает сформированную систему на коэффициенты mw и mi. Честно говоря, я в нем пока не разбирался.
б) Определить соотношение подвижностей нефти и воды.
здесь krw - это относительная фазовая проницаемость по воде, в присутствии остаточной нефтенасыщенности.
в) Далее нам потребуется знание коэффициента падения продуктивности на единицу снижения забойного давления, ниже давления насыщения. В общем случае, коэффициент можно принять по Вогелю.
Здесь p - это пластовое давление. Учитывая, широкий диапазон от 0.6 до 0.8, можно взять и начальное пластовое. По хорошему, этот коэффициент следует уточнять.
г) Для случая, когда мы предполагаем, что разгазирование в зоне нагнетательных скважин ещё не произошло, например, когда у нас не было жесткой отработки перед переводом в нагнетание, дебит всех скважин в элементе разработки, можно найти следующим образом,
Здесь из нового, это Pb - давление насыщения и Pi - забойное давление нагнетательных скважин. Изучая зависимость дебита от забойного давления можно определить такое давление, при котором дебит максимальный. В зависимости от свойств, может быть случай, когда любое снижение ниже давления насыщения приводит к снижению дебита нефти, случай, когда есть оптимальная точка при некотором снижении, и когда совершенно легко можно уходить ниже.
Как это выглядит. Накидал в экселе примеров.
Случай в котором снижение ниже насыщения дает некоторый небольшой плюс.
Давление насыщения 320 атм, рациональное забойное 250 атм.
Случай, когда любое снижение есть катастрофа.
Давление насыщения 80 атм, рационального забойного нет.
Оптимальное забойное давление это то которое дает лучшую экономику для проекта. Тут rules of thumb не существует, все месторождения разные.
Так то оптимальное забойное давление относится к точке оптимума. Найти требуемое забойное давление это всего лишь часть работы по проектированию месторождения. Далее все конечно поступает в блок экономики. Раньше рулез существовал, сейчас видимо исчез куда-то.
Примеры не отображаются. У меня во всяком случае.
Можно подробнее об этой формуле? Никогда её не видел. Она опубликована в каких-нибудь статьях или учебниках?
Графики в Excel уже отображаются.
VIT, помимо экономики есть ещё законы и политика. Проекты с хорошей экономикой, но низким КИНом не везде и не всегда прокатят. В этой теме, насколько я понимаю, идёт речь о вполне понятных технических факторах, которые накладывают ограничение на забойное давление.
Оптимизация обводненных скважин ниже давления насыщения.
Обводненность после оптимизации,
где обычная w - это обводненность выше или на уровне давления насыщения.
Например, для давления насыщения 80 атм, и темпе снижения продуктивности 0.08 обводненность изменяется от 85% до 99.9% при снижении забойного давления от 80 до 5 атм. Дебит нефти уходит с 55 м3/сут до 0.3 м3/сут.
Кратковременный эффект, который не отражен в этой формуле, достигается за счет исчерпания упругого запаса. Который для обычных месторождений исчерпается за месяц-два.
RomanK, по-моему, вы не ответили на мои вопросы выше. Откуда эти формулы? На каких предположениях они основаны?
Формула продуктивности ниже давления насыщения http://marla.fancymaces.ru/?p=2732
Формула дебита ячейки скважин в виде статьи http://marla.fancymaces.ru/?p=2498
Формула дебита ячейки скважины в более "научном" виде http://marla.fancymaces.ru/src/selected/MathModelCh1.pdf
Формула вывода ячейки скважин на рабочий режим http://marla.fancymaces.ru/src/selected/MathModelCh2.pdf
Ну и для интереса, замечание по оптимизации скважин http://marla.fancymaces.ru/?p=2620
Спасибо за ссылки, посмотрю на досуге.
По поводу первой: формула Вогеля для продуктивности ниже давления насыщения свою популярность получила в основном благодаря своей простоте, она часто не согласуется с реальными данными с месторождений. Авторитетная литература рекоммендует Фетковича.
Ссылки подохли =(
Коллеги, у вас не сохранилось первоисточников? Фамилии авторов, например.
Также не въехал, что в последней формуле Романа означает показатель "ита" (сразу после знака равенства)
Марла должна была переехать на oilsim.ru. Пока, возможно, не в полном объеме.
Ничего себе накатал когда то. "Эта" сие есть продуктивность добывающей скважины по нефти. Первоисточник Лысенко "Проектирование нефтяных месторождений"
Любопытно, а что насчёт газовых скважин? Там чем обосновать минимальное давление эксплуатации? Понятно что есть технологические ограничения, но интересует со стороны пласта. Или для газа по барабану, хоть до 1 атм спускай, максимум будет конус воды, запасы не разубожатся?
Ограничивают либо предельно допустимой депрессией не вызывающей вынос частиц породы, либо критическим дебитом прорыва конуса и забойным при нем. Если вода уже пришла забойное должно обеспечивать полный вынос ее с забоя.
В практике нередко для отдельной скважины минимально допустимое забойное давление складывалось из максимально допустимой глубины спуска насоса ЭЦН/ШГН и минимально необходимого уровня над приемом насоса. Это если не было других ограничивающих факторов.
Коллеги, чутка реанимирую тему, только в ракурсе не минимального Р.заб, а оптимального Р.заб - это чтобы обводнённость после такой вот "оптимизации" не начала расти. Есть наработки, методики как это можно на расчётах обосновать?
Первое, что приходит в голову - лобовой прогон различных вариантов на ГДМ. По итогам многовариантных расчетов строим палетку КИН-NPV, решаем, чем жертвовать.
У нас подход следующий, целевое забойное давление выставляется минимально возможным с учетом всех граничных условий и ограничений по добыче или закачке (в пласте, в скважине из-за выбора заканчивания, лифта, системы сбора и объектов подготовки).
Несколько примеров:
- газовое месторождение, месимальный дебит при котором не происходит эрозии скринов, защищающих от выноса песка. Скрины подбираются заранее под ожидаемые дебиты
- нефтяной месторождение, горизонтальные добывающий и нагнетательные скважины. Особых ограничений по добыче на добывающих нет, кроме общей пропускной способности объектов обустройства. Также ожидается, что на нагнетательныех скважинах будет происходить авто-ГРП, но при этом неоходимо избегать роста трещины в породы кровли пласта, что ограничивает максимальные значения закачки, что в свою очередь будет также ограничивать темпы отбора.
Это было серьёзно так порекомендовано или проклюхи ради? Верить результатам ГДМ???