Янв 13
Вертикальная, нефтяная, из консервации, пакер. Освоение свабом 26 м3, затем вышла на фонтан. Всего добыча 47,2 м3, в том числе 26 м3 жидкость глушения. Дебит перед закрытием 22,2 м3/сут.
Вопрос, правильно выбран участок РП? Подрядчик по ГДИ выделяет в районе 20 часов.
При расчёте по Хорнеру, жидкость глушения надо включать в добычу? По-моему нет, они говорят надо.
Да, в районе 2-х часов водичка отжимается через манометр.
Опубликовано
21 Янв 2013
Активность
107
ответов
20425
просмотров
17
участников
2
Рейтинг
Именно.
Есть исследования на установившемся режиме. Это, как правило, остановка скважины на КВД после длительной её работы. Здесь нюансик: если скважина работает без сбоев, то чего её останавливать. Останавливают для того, чтобы выяснить, чего же это с ней случилось? т.е. после того как она начинает "дурить". Априори, режим не постоянный. Но, с учётом того, что у нас всё делается с погрешностью "плюс/минус трамвайная остановка", в первом приближении можно считать, что исследования проводятся на установившемся (постоянном) режиме.
Неустановившийся режим - это все экспресс-методы: опробователи пластов, сваб, струйные насосы, испытание на штуцерах. Но даже на таком малом отрезке времени можно достигнуть постоянного режима, хотя бы по одному параметру: давлению или дебиту. В идеале - по обоим.
Чего-то тут не то.
Я принимаю только такой материал: фоновая по стволу - свабирование до вызова на фонтан - при минимальном штуцере ГИС "воронка-забой" и обратно - смена штуцера на больший деаметр - ГИС - штуцер с ещё большим диаметром -ГИС - КВД - ГИС по стволу
а вы, простите, кем работаете? из этого абзаца я ничего не понял (посмотрите как тема называется)
А вы, простите, кем?
Я описала типовой план регистрации КВД при свабировании. Или автор темы против моих постов? Или я вас чем-то задела?
Гл.геолог. Геофизика
"Есть многое такое, друг Гораций, что и не снилось нашим старикам" (Шекспир. "Гамлет, принц Датский")
Насколько я понял :) вызов притока , потом пишем ик с проведением пги на каждом режиме , потом останавливаем на квд, и еще раз пишем пги. Вполне себе серьезный подход, к сожалению такое не везде возможно:( .
Если не секрет, что показывает пги на разных режимах?
Начальная фоновая запись в простаивающей скважине, как известно, дает начальные точки отсчёта для всех параметров.
Дальше, все исследования направлены на определение состояния э/к, наличие и направление заколонных перетоков, работающие интервалы перфорации (ИП), количество и состав жидкости (флюида), выходящего из этих работающих ИП.
Как правило, на разных депрессиях ИП работают по-разному. Иногда пласты "затыкаются", притока нет (ниже разрешающей способности РГД). Иногда, вообще, поглощают скважинную жидкость, а с увеличением депрессии начинают отдавать. Бывает так, что и состав флюида меняется.
И газовые пробки определяем. На малых депрессиях резистивиметр показывает газ, а уделичели штуцер, снизили давление и нет её, "родной".
Все эти данные "коридором" (от и до) закладываются в ГДИС.
Запись по стволу на подъёме даёт распределение плотности по стволу. Отсюда расчитывается коэффициент сжимаемости системы, объёмный коэффициент, зависящий от состава флюида...
Да и много всего прочего. Того, что можно описать словосочетанием: "динамика параметров системы "пласт-скважина" в зависимости от изменения давления на забое"
Можно только порадоваться за вас, если эти планы воплощаются в жизнь.
Уважаемая Л.Ю. Вы шокируете своим профессионализмом ээ.. довольно милые создания !
Всё логично, спасибо за схему. В нашем случае вылезло одно но. Дебит. Бригада не располагает достаточной свободной ёмкостью, если скважина на 4 мм шт. дала 22 м3, то на 6-ку уже не хватило. Вот и заколонка похоже только привиделась. Предполагаю, что привязка интервала не очень.
Плохо представляю как технически определить состав жидкости поднятой за рейс. Визуально? Только если с градацией вода-эмульсия-нефть, т.е. очень грубо. Наверно надёжней учитывать только объём рейса, а соотношение флюидов по окончанию по ёмкости.
Кстати, наро, вы зря улыбаетесь! Только Л.Ю. увидела оба интервала перфорации, обработку ПЗП и ТПП. А ребята с Сапфиром накосячили, причём за бабки.
А за терминологию, что поделаешь, не совпадает российская и американская, увы. Не жлобствуйте.
С обоснованием выводов туго, и дело здесь не в терминологии (хотя и с ней есть проблемы).
Валер, я знаю ты сам строишь производные. На первом рисунке подозрение что производная не от кривой.
детерминированный - что-ли детерминированных моментов давления? Знаем. Пробовали. Проверяли. Чушь, если по-честному. А так в свое время диплом по нему писал. С Сапфиром сходимость 5%. Именно поэтому наверное вы его не любите.
стр. 59К.С.Басниев Подземная гидромеханика, Недра, 1993
Дело не в том, какой метод обработки с каким сбивается: С Сапфиром ли, с Гидрозондом, с Геотестом или ещё с каким-либо другим ПО. Главное, чтобы данные интерпретации сходились с фактом (с работой скважины). А здесь, согласно РД, допустимая погрешность 15%.
Все знают Word, но не все становятся Акуниными. Или - Донцовой, которая вообще пишет шариковой ручкой. Инструменты разные, а продукт один - детектив.
Так и в интерпретации. Я знаю одно фирму в Западной Сибири, которая преобрела Сапфир. Чтобы компенсировать затраты, посадили за обработку вахтеров. Дальше - без комментариев.
Кстати, спасибо за ссылку на Босниева. Вовремя.
что сказать... успехов в творчестве тогда
Что за фирма то ?
Растянул малёхо, видно, что перегибы соответствуют производной. Время работы равно времени простоя, поэтому без разницы, какое время использовать, картинка одинаковая.
Пришлось ставить частотник, сГНО переборщили, ВНН 25 даёт 35 м3, кстати, К прод тоже занизили процентов на 25. Но мы победим!
Вот, похоже?
Один в один.
Всё, закрутил частотник до упора, 37 Гц. Ниже ПЭД начинает колбасить, вибрация, мощность то тоже падает, причём в кубе. Но судя по забойному, отбор великоват. Воспользовался калькулятором продуктивности (жутко извиняюсь, не помню кто автор!), так при рассчитанных в заключении ФЭС дебит должен быть куба на 3 повеселее. А вот если по первой полочке, то самое оно. Вот вам цена ошибки, похоже придётся ГНО менять.
не понятно валер, можно подробнее? какие полочки какие фес
По всей видимости, Valer имеет в виду последний рисунок.
В этом случае, как я вас предупреждала, дебит скважины скоро упадет. И, чтобы её работа была рентабельна, режим надо будет переодически менять согласно времени запаздывания и оптимального давления на забое. Циклический режим, однако.
Какого ещё времени запаздывания? Дебит скважины скоро упадет и проницаемость? Оптимальное давление на забое? Рентабельная работа? Циклические режим? Откуда эти термины?! Последний рисунок где кот наливает чай?!
Господа, много не прочитал поэтому возможно повторю кого то. Скважина которая фонтаном в неустановившимся режиме дает ~20 м3/сут должна при толщине от 10 до 30 метров pay zone иметь проницаемости меньше 1 mD. Время достижения рад притока около 5 суток. Всем спасибо за внимания, всех рад читать.
RomanK., фирма подрядчик выделяет РП в районе 20 час (см. пост 2), соответственно проницаемость больше 50 мд (58). Имеем эффективную мощность выделенную по ВЧТ. Никто не оспаривает, что это реально? Считаю в калькуляторе (сто лет жизни автору), дебит при текущей депрессии 25 м3/сут, установившийся режим. Фактически после 10 суток работы имею дебит 21 м3/сут. Недобор 16%. В принципе уважаемая Л.Ю. упомянула о 15% попадания. Может зря придираюсь. Но если это ТПП, то при дальнейшем увеличении депрессии произойдёт опорожнение трещин, а матрица не сможет компенсировать объём и дебит резко упадёт. Это для вас элементарно, но я как Заказчик данного исследования (условный) хотел-бы понять, на что рассчитывать и как эксплуатировать. Частер даёт широкие возможности подгонки режима под скважину. В том числе, если есть время запаздывания притока из матрицы в трещины, обусловленное разницей в проницаемости, то как рассчитать периодичность работы (цикличность наверно не совсем правильный термин, обычно говорят о работе в периодике, режимные скважины).
Действительно, по документам идет термин "периодичность работы скважины". "Циклика" - это уже промысловый жаргонизм, характерный для Урало-Поволжской нефтеносной провинции
Что за калькулятор? не тот который было дело выкидывал на mail файлы
вот видите, Л.Ю., что вы натворили? человек думает, что у него трещинновато-пористый. Домыслы уже на будущее строит, что конкретно он со скважиной делать будет.
Valer, Л.Ю. путает радиально-композитный с трещинновато-пористым. А трещинновато-пористый для нее - это и двойная пористость, и двойная проницаемость одновременно (или по отдельности). И это суждение из-за излома производной в 1/4 логарифмического цикла.
Для адептов ДМД трещинновато-пористый - это также и трещина. Вы чувствуете, какой разброс и неопределенность?
Л.Ю., покайтесь, и мы вас простим. Книжек современных дадим почитать, ссылки дадим. Сапфиру, наконец, научим
Кстати, насчет скин-фактора я поменял свое мнение. Нашел несколько таких же производных, везде около -3...-2. Так что может и правильно вам нарешали.... с учетом того, что возможно вы им дали исследование с нарушенной технологией
Спасибо. А то я как-то и знала, чего я там думаю...
Современных книжек не надо - я их сама пишу...
Конечно, это были вы! Как я забыл!
Очень кстати пришлось, начальству показал красивую картинку, и вопросы отпали.
Домыслы уже на будущее строит, что конкретно он со скважиной делать будет.
Всё онлайн, в реальном времени. На форуме основная проверка ФЕС это модель, а здесь это работа реальной скважины в почти идеальных условиях.
Кстати, transmega, в данном случае Подрядчик сам проводил исследования.
При поддержке форума, имея вменяемую критику в доработку программы, можно было ее завершить, а так где то пылится в проектах. Добавить базу по pvt свойствам пласта, расчет скина, и т д
welltester, не критики для, а конструктива ради. Для пользователя очень важна прозрачность, по каким методикам, формулам ведётся расчёт. А то и 2+2=5.
Величину параметра оказалось проще ввести, чем перебирать. Отсутствие возможности распечатки, после закрытия программы данные теряются. Но для условий оперативной работы в цехе иметь такого рода калькулятор удобно. если будет новая версия, сбросьте для тестирования :)
Может еще раз выложите?
случаем нету расчетов по дизайну грп, расчет скин фактора от массы проппанта, его остаточной проводимости, при известных xf и hf?? У шлюмов помоему видел.
Почти 2 месяца, скважина в работе. Но при снижении Р заб на 15 ат, К прод упал на 45%. Кто не верит в ТПП? Мы идём к вам!
2 месяца назад...
извините, а зачем, если скважина итак в периодике?
так 2 месяца назад подкрутили ПЭД на увеличение, или уменьшение?
что бы вы сделали по-другому, если бы знали настоящую модель?
по каким формулам считали Кпрод скважины в периодическом фонде?
разве может коэффициент продуктивности меняться за 3 месяца на 45%?
газовый фактор как меняется?
режим залежи какой?
идите ко мне
Я что-то говорил о переводе в режимный фонд? Да и не дадут, руководство упорно требует суточный режим работы. Частота осталась та-же, 37 Гц, чуть убавили штуцер, сейчас 3 мм. Но забойное снижается.
Что-бы делал, зная модель? Да то-же самое. От геолога цеха практически ничего не зависит, всё решает ОДНГ. А если по уму. то периодика в данном случае более оправдана, хотя технологически более сложна, АСПО, мех.примеси, замерзание арматуры и т.п.
Газовый фактор ниже 30 м3/т и пока стабилен. Поскольку скважина одна и работает на ёмкость, с дебитом тоже всё под контролем. Давление по телеметрии. Режим естественный, ППД нет.
Технологи оправдываются, типа насос с запасод обусловлен системой сбора на перспективу. но по-моему темнят.
Будет здорово, если кто-то сможет подсказать по обработке кривой методом Хорнера.
если я обрабатываю по методу Хорнера (от времени log(Δt/(1+Δt//tр))), то экстраполируя касательную получаю давление на забое = 4580 psi, если же я строю кривую Рзаб от времени Δt, то получаю давление на забое 4422 psi.
графики из экселя можно посмотреть по ссылке:
http://yadi.sk/d/Upad9fgm8_Zcq
Вопрос: как объяснить разницу давлений в этих двух случаях? возможно, строя кривую на логарифмической оси и экстраполируя кастельную, мы получаем давление не на забое, а какое-то начальное давление, в таком случае каким образом его привести к тому давлению, которое мы находим по второму графику? Должны ли он вообще совпадать?
Заранее большое спасибо!
Дорогие специалисты,
Посмотрите на этот сафир файл, КВУ. У меня не получается подогнать свой модель. Хотя вроде все просто, но мне было бы интересно узнать ваши мнения насчет этого исследования.
Спасибо заранее!
Не очень все просто. Такое ощущение, что на определенном давлении подключается еще один объект или система. Карбонаты опять? На разных режимах бы погонять ее.
А вообще - короткое описание: что за скважина, геометрия, заканчивание, тип коллектора, тип залежи, ожидаемые граничные условия, сколько пластов вскрыто и т.д.
И радиус скважины принято по долоту брать, а не по колонне. У меня все пока.
Господа профессионалы, как думаете, возможно ли оценивать ФЕС по переходной характеристике после посадки пакера с обратным клапаном в компоновке (Рпл < Ргидр.; - до посадки пласт держит Ргидр т.к. ПЗП в некотором случае окаймлена мелкодисперсными частицами твердой фазы; - после посадки (Нуст пакера от ИП ~ 200 – 300 м.) происходит восстановление давления до Рпл. В большинстве примеров наблюдается схожесть поведения давления с циклом КВД, только «перевернуто».
Есть ли методы анализа данных кривых? Slug test ?
Идея интересная!
Мне кажется, если на скважинах "месторождения Х" скин фактор не сильно меняется после клинапа, то вполне годный метод прикинуть Kh/S.
Если же клинап имеет огромное значение и после него начинают работать какие-то пропластки, которые во время установки пакера не были активными, то значения kh/S будут неверными.
Каким из методов ?
Страницы