Янв 12
Коллеги. Есть у кого какой опыт расчета эффективности РИР-ов. Поскольку там по нефти приростов не видно, то как обычно рассчитываете эффективность, скорее всего экономическую. Есть какие мысли, опыт, задумки?
Опубликовано
31 Янв 2012
Активность
143
ответа
15837
просмотров
15
участников
0
Рейтинг
При прочих равных условиях. Что такое диагностический график ВНФ и куда он ведет?
По лишнему нолю придётся потерпеть, пока график не перестрою в соответствии с отображением шкалы. А вот из 2-х скважин отремонтировал бы ту, что с большей обводнённостью, если конечно она выше средней по залежи.
По коэф.охвата, спецом глянул методичку по геолого промысловому анализу, там 4 метода определения этого коэф. И ничего похожего на Ваш расчёт.
Если обе скважины находятся в пределах базового ВНФ, я бы ремонтировал ту, которая дает больше нефти. Это не приведет к ухудшению работы соседних скважин, вернее не уменьшит коэффициент охвата. Если скважина с бОльшим дебитом нефти и большой обводненностью далеко отходит от базового ВНФ, в худшую сторону, ремонтировать надо другую скважину, так как уменьшается коэффициент охвата и соседние скважины начнут меньше давать нефти. Методички, конечно, читать полезно, но и логично мыслить не плохо. Попробуйте построить график, о котором я говорил выше.
офтоп: какой мусор из терминов, писать становится лень
Чем больше воды, тем меньше будет коэффициент охвата это понятно, но почемуя бы ремонтировал ту, которая дает больше нефти. По условиям скважина с большим дебитом по нефти (20т) даёт и большее количество воды, тоесть снижает коэф.охвата? Это не приведет к ухудшению работы соседних скважин, вернее не уменьшит коэффициент охвата
Что касается скважины, которую, я бы ремонтировал. Перед этим я написал: Если обе скважины находятся в пределах базового ВНФ. Другими словами, я бы ремонтировал скважину, которая дает больше нефти, при прочих равных обстоятельствах. Но если обстоятельства складываются не в пользу этой скважины (а это можно увидеть, проведя вышеописанные расчеты), то я буду ремонтировать ту скважину, которая больше соответствует базовому значению ВНФ. (Ох, да простит меня RomanK за этот мусор. Человек с великой силой воли, писать лень, но он пишет. Кремень!)
Прошу прощение за невежество, а как Вы размещаете здесь графики? Загружаете файл Word с рисунком?
Вам надо на промысле побыть, а если были, то еще раз, чтобы освежить. Как Вы будете вообще что-то ремонтировать и какие проводить работы на скважине, если не знаете причины, а просто проанализировали отклонение от какой-то идеальной прямой?
В профиле пользователя есть файлохранилище, туда хоть эксельки, хоть картинки можно грузить.
Wasteland Rat
Насчет промысла – это Вы в точку. Обрадовали. Не, - честно! Особенно улыбнуло: «Как Вы будете вообще что-то ремонтировать и какие проводить работы на скважине, если не знаете причины».
Помбур разведочного бурения. Оператор капитального ремонта скважин. Оператор по исследованию скважин. Оператор цеха добычи нефти и газа. Геолог Управления капитального ремонта скважин. Геолог, старший геолог подземного ремонта скважин. Инженер ЦНИПР. Геолог геологического отдела. Старший геолог цеха добычи нефти и газа. Начальник отдела разработки. Главный геолог. Заместитель начальника управления по геологии. Заместитель генерального директора.
Про образование писать не буду – много и лень.
Много лет в нефтянке. Опробовал, практически, все методы повышения нефтеотдачи. Обработки призабойной зоны. Освоение скважины. Стоял у истоков ГРП в России. Наклонное бурение, забурка вторых стволов, горизонтальное бурение. Поверьте, мне известны все методы исследования скважины и определение источника её обводнения.
И, тем не менее, страдая мракобесием и неся мусор, считаю, что для грамотной разработки залежи, очень важно знать её базовый ВНФ.
Спасибо за подсказку о файлохранилище.
Давайте поговорим о реальной скважине. Та-же залежь, средняя обводнённость 37%. ВНФ 0,58. По скважине обвод.70%, ВНФ 2,3. Имеет смысл РИР?
А Вы определили базовое значение ВНФ по залежи для августа, или хотя бы для 2012 года?
Возможно это верно для Западной Сибири (хоть я с этим и не согласен). Но! Не все залежи такие простые, как в Западной Сибири. Не каждый раз разработка сводится к выбору плотности сетки и нагнетанию миллионов тонн воды.
Согласен!!! Но, Вы понимаете, что здесь объяснить все – невозможно.
Хотел бы показать две картинки из книжки Дона Уолкотта, но что-то, не получается.
Вода откуда?
Тогда мне тем более не понятна такая наивность с Вашей стороны, что индивидуальная скважина должна подчиняться общим законам залежи. И что этот закон можно использовать для принятия решения, ремонтировать скважину или нет. Ну а переубеждать, соответственно, вас уже бесполезно. Про промысел я сказал не чтобы оскорбить и заставить Вас оправдываться, а чтобы дискуссию спустить с небес на землю. Форум - как раз место для дебатов.
Для грамотной разработки ЗАЛЕЖИ - спору нет, характеристики вытеснения полезны, хотя и не стоит останавливаться только на WOR от Np. Для разных залежей подходят разные характеристики. А вот для подбора мероприятий на конкретных скважинах - тут уж я не соглашусь никак.
Исходя из последнего графика базовый ВНФ =0,7. Ничего, что я специально не называю дебит по нефти, ведь он не влияет на коэф.охвата? вопрос чисто теоретический, денег на ГТМ нет.
Половина с закачки, половина пластовая.
По загрузке файлов. в меню комментариев есть 9-я кнопка картинка. Нажимаем, открывается окно загрузки. Жмём кнопку справа от верхней строки. Открывается файлообменник. Слева вверху кнопка загрузить. Жмём, в открывшемся окне выбираем обзор, ищем файл. Жмём загрузить. Файл в обменнике. Выбираем его, жмём кнопку внедрить. И повторно кнопка внедрить в открывшейся форме. У меня почему-то приходится последнюю кнопку жать 2 раза.
Нет, не получается. После загрузки файла появилось окно, и сразу исчезло. С пятого раза успел прочитать, что файл нужен с расширением JPG. Сделал в JPG. Вроде стал загружаться, но опять всплыло, и исчезло окошечко. Успел прочитать, что-то, типа, размер не подходит. Короче заморочки сайта. Сейчас попробую загрузить другой файл в екселе.
Нет, всё нормально, просто если работаете в опере включите показ изображений. Браузер сам сжимает до разрешённого размера.
Water-Oil Ratio Diagnostic Plot в английских статьях. График логарифма ВНФ и ВНФ' от логарифма времени. Позволяет отличать канальные прорывы воды от подтягивания конуса.
Палетка эффективных дебитов
Залежь
Год 2012 2013 2014
ВНФ 0,70 1,00 2,00
Qж qн т/сут qн т/сут qн т/сут
10 5,88 5,00 3,33
30 17,65 15,00 10,00
50 29,41 25,00 16,67
100 58,82 50,00 33,33
150 88,24 75,00 50,00
200 117,65 100,00 66,67
250 147,06 125,00 83,33
300 176,47 150,00 100,00
350 205,88 175,00 116,67
400 235,29 200,00 133,33
450 264,71 225,00 150,00
500 294,12 250,00 166,67
В 2013 и 2014 годы поставил ВНФ произвольно. Что касается 2012 года. Если ваша скважина после ремонта будет работать с дебитом жидкости 30 тон и дебитом нефти 18 тонн, то это лучше, чем скважина с дебитом жидкости 100 тонн, а дебитом по нефти 30 тонн.
Этой линией палетки можно отделить неэффективно работающий действующий фонд.
ВНФ 0.70 = Обводненность 41%
ВНФ 1.00 = Обводненность 50%
ВНФ 2.00 = Обводненность 66%
По какой причине, скважина работающая в 2012 с обводненностью 50% "неэффективная действующая" этого мне не понять и сути палетки тоже. Может пора в З.Сибирь? Геологом-цеха? Тот же самый эффект - отфильтровать скважин с высокой обводненности и рассматривать с хвоста, со вторым фильтром по дебиту нефти, на РИР. Если вы идете на ремонт при дебите 20 тонн...ну уж точно не поэтой палетке. Мы работаем с обводненностью 98.5 и добываем 12 тонн и если кто задумает остановить скважину на РИР...хехе. Будет 5 тонн - подумаем, изучим, проведем.
С коэффициентом охвата - такого не найти ни в одном источнике
Придет время (а может быть уже пришло) когда базовый дебит, ну хорошо, базовая обводненность будет больше 50%. Пожалуйста, эксплуатируйте скважину с 50 процентами. Если у вас базовая обводненность 80%, эксплуатируйте скважины с 80 процентами. Только не надо эксплуатировать скважины с 98,5 %, если базовая обводненность 50%. Вы эксплуатируете скважины с 98,5 процентами. А рядом есть скважины с меньшим процентом воды?
По коэффициенту охвата - почитайте Дона Уолкотта.
В Вашем случае, я бы остановил скважины с обводненностью более 98% и оптимизировал скважины, работающие с меньшим процентом, если, конечно, позволит их потенциал.
Про коэффициент охвата я и сам могу залихвацки рассказать, получем чем Д.У., настораживает, что именно в вашей трактовке так про охват не рассуждают. Ну как бы не традиционно. Про остановить скважину с 12 тоннам это смело. Если уж мы говорим про выбор кандидата я вот о чем думаю - чем больше дебит нефти (чем ниже обводненность), тем ниже выработанность запасов. Останавливаясь на ремонт у нас есть веротяность отсечь не полностью выработанные слои - в этом случае это а) потеря дебита нефти (лучше от 5 потерять 1, чем от 20 потерять 4) б) потеря запасов. И следующее - при проведении РИР есть опасность подпортить kh нефтяных слоев. В этом случае, отсекая водянную часть, мы теряем по нефти. То есть, до РИР 20 тонн, после РИР 15 тонн - это цеховой должен почувствовать на шкуре своей. Поэтому, и я не понимаю почему с ваших опытом вы говорите про какое-то ВНФ, чем ниже база, тем лучше в абсолютном расчете добычи и чем ниже база тем меньше вероятность потерять запасы с точки зрения разработки. Обычно в З.Сибири нефть добывают, а не недобывают воду.
Привожу Вам формулу определения коэффициента охвата из книги Д.У.
(Wнаг – Wдоб.в.)Bв/ПППН
Где: Wнаг – накопленная закачка
Wдоб.в. – накопленная добыча воды
Вв – объемный коэффициент воды
ПППН – поровое пространство занятое подвижной нефтью.
Зато – правильно. На счет смелости, согласен. Ох, какая смелость иногда нужна, если рядом (выше) бездари.
Если я Вас правильно понял, Вы говорите о стадиях разработки. На начальной стадии разработки дебит нефти высокий, обводненность низкая, текущий КИН невелик. На завершающей стадии разработки дебит нефти небольшой, высокая обводненность и текущий КИН близок к конечному.
Во-первых, прежде чем становиться на ремонт, определитесь на какой стадии разработки вы находитесь и какая должна быть обводненность на этой стадии. Определить эту обводненность можно, проделав все то, о чем я писал выше (может не совсем понятно).
Во-вторых, зачем становиться на ремонт, если есть вероятность отсечь не полностью выработанные слои. Зачем их отсекать? Поменяйте ремонтников, хотя РИР, очень ювелирная работа и процент успешности таких работ очень низок.
Не факт, что не будет потерь по другим скважинам, работающим с меньшим процентом воды. Чаще бывает так: в сумме прирост нефти от проведенных мероприятий имеется, а прироста в нефтяном парке нет.
Не могу понять, почему мы должны терять по нефти, если отсекаем водяную часть? Зачем нам нужна h по воде? Согласен, что k мы тоже подпортим. Поэтому надо правильно подобрать типоразмер насоса. Надо провести необходимые расчеты (побеспокоится о шкуре своей) и сделать работы, которые бы не привели к ухудшению работы соседних скважин.
Вот в этом и зарыта собака. В этом Ваша главная ошибка. Всего лишь в лишней «не». В З. Сибири, как и по всему миру надо добывать нефть, а не добывать воду.
Еще раз посмотрите на формулу коэффициента охвата, и поймете, что лишняя добыча воды ведет к его снижению, а значит и к снижению КИН.
a я и забыл уже про эту тему-) а вы тут отжигаете.-)
Ты ловко избежал судьбы гидродинамического модельера, смотри-ка уже и забыл про РИР
Нет, я не могу молчать :) Ну как так-то? По залежи структура меняется, толщины меняются, ФЕСы меняются. Что, все краевые скважины закроем, потому что у них обводненность выше среднего по больнице, и плевать что дают по 12 тонн? Или вот конкретно пример, Красноленинский свод, Викуловская свита, трудноизвлекаемые запасы, сплошная переходная зона кругом. Без ГРП 20-30% но не рентабельно, с ГРП черпает снизу воду, как ни изголяйся. Сколько будет черпать конкретная скважина - толком нельзя предсказать. Никак не получится выйти на идеальную динамику ВНФ, чтоб стартовала с 20% и плавненько до 98%. По-вашему вообще не разрабатывать?
Вы определитесь. Или средняя по больнице, или с 98%, которая дает 12 тонн. Это далеко не одно и тоже, а точнее, это совсем разные области нашей дискуссии. Я умышленно веду дискуссию по прямой линии – линии базового ВНФ. Только сумасшедший может поверить, что все скважины в данный момент должны работать с одинаковым процентом обводнения. Конечно, это средняя по больнице, но выписывать из больнице надо с температурой 36,6. Если вы будете своевременно мерить у больного температуру, он, возможно, выживет, а если вы будете своевременно вести расчеты базового ВНФ, возможно, вы достигнете тех извлекаемых запасов, на которые направлена эта линия ВНФ.
Теперь о скважине с 98% (а точнее 98,5%), которая дает 12 тонн. Для начала надо глянуть в проект разработки. Какая там стоит предельная обводненность? Не плохо, было бы построить модель, промоделировать остановку скважины и посмотреть, как изменятся фильтрационные потоки и насколько увеличится дебит нефти в соседних скважинах. И последнее, правильное и быстрое. Прикинуть в уме или на калькуляторе, что даст остановка скважины. Скважина с 98 % обводненностью дает 12 тонн нефти, или, порядка, 588 тонн воды. При сохранении материального баланса этот объем жидкости должен появиться в соседних скважинах. Даже при средней их обводненности в 80% получаем суммарный прирост нефти по этим скважинам 118 тонн. Отнимаем потерянные 12. Получаем 106 тон. Для больше убедительности можно посчитать затраты на перегон воды, туда–сюда, в количестве 588 тонн в сутки от одной скважины. А их, похоже, не одна.
Другое дело, если все скважины работают на полном потенциале и их обводненность 98%. Надо считать экономику. Как правило, она не выдержит. И вот тут за дело должны взяться совсем другие дяденьки. Надо менять налоговую политику в отношении таких скважин. То же самое по Викуловке и Бажену и другим трудноизвлекаемым запасам. Надо сказать, что уже что-то делается в этом направлении. Если не ошибаюсь, в Татарстане, уже давно облегчено налоговое бремя. Поэтому, не случайно, там КИН выше, чем в других регионах.
Да, КИН это экономика, пусть даже все скважины дают по 100 тонн, но если обводнённость 98%, то залежь умерла. Дешевле бензин из сои. Может потомки что-то придумают.
Извиняюсь, вчера было не до того, режимы.
Не уверен что вы сможете таким макаром эффективно перераспределить потоки от нагнетательной скважины к добывающим. Обычно если есть проблемная скважина по воде (говорим про ЧНЗ), то это связывают либо с геологией (распределение ФЕС), геомеханкой (трещины), нарушение целостности колонны.
Так вот, отключив проблемную скважину есть шанс поставить под удар скважину находяющуюся за ней. Т.е. предположение о том что характеристика вытеснения в соседних скажвинах после оставновки пробемной скважины останется прежней может не подтвердится. Об этом упоминал Wasteland Rat. Кроме того для подобной оценки надо понимать от какой именно нагнетательной скважины поступает эта вода (в случае если скважина сидит в нескольких элементах заводнения).
Если есть успешные примеры с прибавкой 100т/сут буду рад увидеть.
Я бы опять просил определиться. Мы сейчас о чем говорим? О базовом ВНФ (о температуре больного, которую надо постоянно мерить) или о проблемной скважине? Абсолютно разные вещи, хотя, как-то взаимосвязаны. Я говорю о том, что разработку залежи надо вести по прямой зависимости ВНФ от накопленной добычи нефти, которая направлена на максимальное извлечение запасов. Надо знать это направление (мы же знаем, что нормальная температура у человека 36,6) и постоянно определять значение базового ВНФ. Вы, как я понял, с этим не соглашаетесь, и придерживаетесь мнения, что если скважина пробурена, она должна давать нефть. Так? Ну, что, я уважаю Ваше мнение, хотя, по моему мнению, оно не верно. Надо сказать, что такого же мнения (как у Вас) придерживаются многие заслуженные нефтяники, разработчики. Мое мнение, если вы будете эксплуатировать скважины с 98%, то может случиться так, что возможные извлекаемые запасы не будут извлечены, или будут извлечены за очень долгий срок. Я молчу про ненужные затраты.
Будем знать базовый ВНФ залежи, можно говорит о проблемной скважине, РИР и эффективности РИР.
Про проблемную скважину и, что с ней делать, можно говорить очень долго.
Прибавка 106 тонн не по скважине, а по участку скважин со средним обводнение 80% при увеличении их суммарного дебита жидкости на 588 тонн в сутки.
valerПродолжим.
Хорошо построили график. Видно, что не хватает закачки. В последнее время, похоже, её вообще нет.
В таблицу предыдущего графика поставьте формулу зависимости WOR от Qн, полученную по истории разработки в столбец водонефтяного фактора для первого прогнозного месяца (ПРИМЕР - =0,0429376*EXP(0,0000126*F511). Вместо Х поставьте адрес значения накопленной добычи нефти для первого прогнозного месяца (года) (в моем примере - F511) . Нефть за месяц определите как отношение добычи жидкости предыдущего месяца к 1-WOR проектного месяца. Учтите количество дней в месяце (ПРИМЕР по марту - =S510/28*31/(1+O511), где S510 – жидкость предыдущего месяца, O511 – ВНФ планируемого месяца, полученный по зависимости). Вода за месяц определяется как произведение нефти на WOR. Закачку определите как сумму добычи нефти и воды в пластовых условиях. Протяните до получения значения WOR равному 50. Меняйте количество дней в месяце.
Я всего лишь пытался разобрать ваш пример, где все скважины работают с обводненность 80% а одна с 98%.
Я согласен с тем что надо мониторить динамику ВНФ скважин, только мне привычнее это делать в тех терминах что описал Wasteland Rat.
Ну про прирост я как бы понял сразу что речь про участок. Ещё раз повторюсь, если есть пример таких приростов, то было ба здорово посмотреть. Тогда мы могли бы более предметно обсуждать данный вопрос. У меня таких примеров не было.
Примеров масса. Выложить не могу.
Наверно, возьму пока академотпуск., а то с работы выгонят, начальник цеха уже брови хмурит. Прикинул объём закачки согласно тренда ВНФ.
помнится, Дон Уолкотт как-то говорил, что тренды ВНФ от накопленной добычи следует проводить по точкам выще 50% обводненности (ВНФ>1).
Я здесь ухмыльнусь в усы, потому что, если придерживатся татнипивских выкладок, идея с ВНФ вполне себе работоспособная и физически обоснованная, но не для всех вязкостей нефти. Ещё не проверял, руки не доходят, ВНФ это функция обратная обводненности 1/WCUT. Там где WCUT экспоненциальна - спрямляется ВНФ, но для ВВ нефтей это будет работать не очень хорошо, и для них наверное лучше LN(ВНФ). Замечание про 50% обводненности совершенно нормально, так как только вторая часть сигмоидной функции может быть описана экспонентой. Сейчас лень заниматся разложением.
Мамонт - про "откройте проект и посмотрите на обводненность" какбы многие здесь и своими руками вписывали эти фразы и несколько человек уже отписалось, что главное узнать причины обводненности и потом боротся. Вот легкий пример - при конусообразовании обводненность стабилизируется на одном значении (например 97%) скважина работает с дебитом нефти 10 тонн. В этом случае есть значительные запасы нефти. Если остановить такую скважину - это плохая идея. Поэтому и возникают вопросы к "базовой ВНФ".
Далее, также по характеристикам - в случае работы единого пласта РИР не будет эффективным, продержится месяц другой. Не окупится. Это чистая вина геолога (не понимает строения). В случае работы конусом РИР также не будет эффективным, если нет перемычки. Опять нет окупаемости и опять чистая вина геолога. Вот о чем идет речь.
Также меня смущает что ВНФ оперируем,а KH нет. Както не по геологичному это, без учета разреза давать какие-то рекомендации по РИР пустословие. Я вот про что вам писал - в случае если нет запаса по снижению забойного давления, потеря в продуктивности нефтяных слоев, вызванная технологией проведения РИР, это печальная действительность у нас. Поэтому, и все здесь понимают, да добывать воду не надо и никто не против делать РИР. Мы думает уже дальше "виртуального мира сплошного блага" - о рисках проведения РИР и здесь уж как ни вам понимать что к чему.
Поэтому, и тоже так считал, сложилось впечатление о "студенте недоучке", потому что характеристики вытеснения это обычный инструмент работы разработчика, и риски РИР это обычное дело. А вы вонна оказывается кто.
Дон Уолкотт как-то говорил, что тренды ВНФ от накопленной добычи следует проводить по точкам выще 50%
Интересно, но почему в моём случае тренд лёг на извлекаемые?
Валер, я бы заметил что визуально твоя зависимость какая-то не похожая на ВНФ от накопленной добычи, тут зря тебя Мамонт мучает, меня не покидают смутные сомнения.
у вас там тренды можно рисовать хоть как. какой нить один фиг на извлекаемые попадет. +-100%
Страницы