Вода есть? Если есть, то на каком уровне ВНК?

Гоша, тяжелый случай, помогай :)

Можно посмотреть на кривую дифф. разгазирования, если резко снижается газосодержание при незначительной просадке давления от Рнас, то фонтаном, для снижения депрессии на пласт при сохранении дебитов - ПВР, ГРП, ГС, ЗБС, если не так сильно, как от 80 Атм до 1 Атм, то можно и ЭЦНом с кожухом или, как экзотический вариант, внутрискважинным сепаратором. Спускать ниже дыр, если пескопроявлений нет значительных. Успешные примеры и 1 и 2 и 3 вариантов разработки есть.

Смешной у вас ребус - Как при снижении давления ниже давления насыщения избежать выделения газа. Правильный ответ - не снижать забойное давления ниже давления насыщения. Более правильный ответ - поднимать пластовое давление. Если нет возможности - только подрезать дебиты. Такова природа.

Что это за разработка месторождения без проекта разработки? При минимальном давлении фонтанирования ниже давления насыщения первейший вопрос - обосновать добычу нефти без разгазирования в пласте. 

Снижайте дальше. Получите вынос газа с каплями жидкости. Плата за варваство - низкий КИН.

Дорого и сердито:

закачка газа в пласт, можно закачку газ+вода - хорошие дебиты и забойное выше насыщения.

Газосодержание не такое уж и большое, но при снижении чуть ниже Ps всё равно будет много газа ))

Для таких месторождений, как правило, рассматривают еще газлифт. Но, насколько я знаю, этот способ добычи очень капризный - нужно дорогое оборудование и соотвествующий персонал. Слышал только про одно месторождение в зап.сибири. + при обратной закачке газа в скважины образуются гидраты.  

Кромвель пишет:

Кратко условия:

Нефтяное месторождение.

Средняя глубиная залегания продуктивного пласта - 3100 м

Пластовое давление - 315 атм.

Давление насыщения нефти газом - 225 атм.

Газовый фактор - 300 м3/т.

 

Итого имеем следующий головняк: создать хорошую депрессию не удается, т.к. начинается сильное разгазирование, призабойная зона забивается газом и наступает полный аут.

Шеф всё пропало! Что делать? - это, собственно, и есть вопрос.

Есть ли ответ?

В принципе, если есть закачка, можно пробовать виброволновое воздействие. Если закачки нет, то разовые воздействия по отдельным скважинам.

Есть достаточно много небольших месторождений с низкой связностью коллектора по латерали или высокой его расчлененностью, низкой проницаемостью, большим количеством маломощных пропластков песчаника, когда с ГРП дебиты нефти неплохие первые 2-3 года, а достижимая приемистость без прорыва вне целевого интервала не может компенсировать отборы, плюс вода может просто закачиваться в другую линзу. Закачка газа может быть просто нерентабельна, так как его надо откуда-то брать (если в ПК вода), подготавливать, копрессировать и закачивать. Если скважин немного и дебиты не космические, такой проект не окупится. Газлифт - та же песня, по факту и так столб в стволе разгружен, плотность 200-300 кг/м3, меньше и не надо. Остается либо на фонтане понемногу отбирать жидкость борясь с нарастающими объемами газа, либо интенсифицировать переводом на ЭЦН.

я может чего не понимаю, а ППД не подойдёт?

Про ЭЦН не совсем понятно. Ведь они работают только в определеном диапазоне ГФ.Для таких условий не более 450 газа м3 на 1 м3 жидкости...  

вроде бывают многофазные насосы, которые можно загнать в скважину. по стоимости это конечно не хило.

Кромвель, на Посейдоны Шлюмовские посмотрите. Они на Уренгое с ГФ до 1500 отрабатывали :). Ну и ППД, куда-ж без него.

ИМХО самое правильное решение не всякие сепараторы (лишь бы просадить побольше), а ППД. Начать добычу на малых депрессиях, тем временем ввести компенсацию больше 100%. Запасов полюбому больше добудете. "Быстрой нефти" вот только не будет.

Голосую за ППД, запас по давлению у вас 10 МПа совсем не плохо. Время на внедрение ППД есть, накопленную компенсацию постараться поднять выше 100%
Если газ девать некуда то в отдельном месте организовать водо газовое воздействие
А залежь пластовая или массивная? Песчанистость, расчлененность?
Как я понимаю проблему: глубина большая, стоимость скважин приличная (млн 200 руб) начальство требует быстрого окупания.

Напишите пожалуйста, чему равен kh/mu (нефти) чему равно соотношение [mu(нефть)/mu(вода)] и какое значение фазовой по воде при конечной нефтенасыщености. 

Несмотря на то, что автор пожелал прекратить обсуждения по данному вопросу, внесу свою лепту. Упустил, что-то я эту тему в момент основных дискуссий.

Данное месторождение по свойствам нефти очень похоже на то, с которым я сейчас работаю. Такая же глубина, от 2800-3000 м, газовый фактор 250 м3/м3 (если ваш газовый фактор перевести с m3/ton --> m3/m3, будет около 250), но в нашем случае давление насыщения выше около 330 бар. 

Проницаемость матрицы около 0.1-2 мД, но есть трещины (сеть микротрещин) и трещины ассоциированные с разломами, которых очень много. В итоге эффективная проницаемость иногда доходит до десятков мД. Вдоль разломов до сотни.

Разработка идет горизонтальными скважинами с ГРП.

История разработки такова, что закачку начали спустя 1.5 года после начала интенсивной добычи, понятно, что за это время просела пластовое давление и вырос GOR, следущие 3 года шло восстановление пластового давления и снижение GOR. Высокий газовый фактор не был особой проблемой для добычи, так как применется газлифт. 

Если говорить о вашем случае, то обязательно надо внедрять ППД и чем раньше, тем лучше. На всех добычающие скважины, если проницаемость и соответсвенно коэффициенты продуктивности низкие, проводить ГРП, предварительно оценив направление стрессов и выбрав исходя из этого сетку скважин.

Эффективность использования ЭЦН ниже для нефти с высоким газовым фактором, но 300 м3/тон не проблема, если пластовое давление в целом выше давления насыщения и нет локальных просадок давления. При отсутсвии закачки, действительно будет происходить достаточно интенсивное разгазирование в пласте и газовый фактор в этом случае может расти до тысяч м3/м3, при котором никакой ЭЦН работать не сможет. Что я так полагаю у вас и происходит. Если будет заводнение и с установкой газосепараторов эффективность ЭЦН можно повысить. Также можно подумать на счет дорогих Шлюмовких Посейдонов, о которых писали выше. В общем к дизайну мех добычи надо подойти достаточно тщательно. Газлифт не рекомендую, для крупных проектов с большим числом скважин, не думаю, что это будет экономически целесообразно, хотя в этом случае можно перестать беспокоится о высоком газовом факторе.

Я сейчас с Оренбургом работаю, так там вот действительно высокие газосодержания - до 500-600 м3/м3. Вот это проблема! А 300 (а в метрах поди 240-250) - это не высокое, это самое начало летучих нефтей. ))

Чуть снизился ниже насыщения и попшел газ!

горизонтальные скважины бурите, так и дебиты увеличите при небольшой депрессии (хотя 100 атм не сказал бы что небольшая), песок то не сыпется при больших депрессиях?

верно тут получается стоит вопрос: как увеличить дебиты при ограничении на депрессию (чтоб динамическое забойное оставалось выше давл насыщения). Ответ на этот вопрос: если не закачка воды (что моэт быть оч дорого) то горизонталки с множестенным гидро фраком пласта. Т.е. скин уводим в глубокий минус, и получаем хорошие дебиты при низких депрессиях.