Мар 14
Здравствуйте, уважаемые форумчане!
Скажите, есть ли у кого-нибудь информация по опыту применения Устройств Контроля Притока ICD в горизонтальных скважинах?
Дело в том, что я, в рамках Конференции молодых специалистов, предлагаю провести на нашем предприятии ОПР по применению УКП, но опытных данных недостаточно, чтобы обосновать работу. Интересен любой опыт, поэтому не конкретизирую исходные данные.
Буду благодарна за любые статьи, отчеты, советы и комментарии!)
Опубликовано
17 Мар 2014
Активность
24
ответа
8410
просмотров
10
участников
-1
Рейтинг
Можно поискать информацию по проекту Сахалин 1. Там точно использовались укп.
Можно попробовать запросить информацию у бейкер хьюз и у халлибертон, они поставляют такое оборудование.
Добрый день,
Примеры ICD лучше смотреть в сервисных компаниях (Baker Huges, SLB, Wetherford...), при наличии английского у них можно с сайтов презентации потягать с красивыми картинками и общей информацией, в том числе и данными о месторождениях, где применялись, только ссылки указывайте обязательно (:
По пассивным приборам контроля притока: Ванкорское и Верхнечонское месторождения.
Да что-то по Сахалину совсем ничего не находится:(
На сайте у Бейкер Хьюза нашла презентацию по эквалайзерам. Но, опять таки, это теория и красивые картинки. Хотелось бы услышать о личном опыте) Руководство хочет видеть реальные результаты.
А каким образом у сервисных компаний запросить данные? Нужны же официальные документы...
Реальные данные светить нельзя.
Опыт по ВЧНГ действительно есть, в высокопроницаемых частях ставили эквалайзеры. В целом создаётся достаточно большой скин-фактор в таких скважинах. На ГС значения скина достигало +5.
на память SPE 85332, 99718, 103195 - case studies
Видел скин до +12, но он есть функция дебита при наличии ICD.
Данная работа проводилась в рамках ОПР?
Так в итоге, системы заканчивания с УКП на ВЧНГ посчитались эффективными или нет? Получается, если создается большой скин (+5 или даже +12), то о какой эффективной разработке идет речь?
Хорошая у вас память) спасибо) Вот еще: SPE 100308, 108700 - может кому пригодится...
А можно поподробнее насчет "функции дебита"?
А при чем тут скин и эффективная разработка?
Цель использования эквалайзера это выравнивание профиля приток для равномерной выработки запасов. В начале получаешь меньший дебит, но в конце увеличиваешь КИН.
Я понимаю, что с точки зрения экономики деньги нужны сейчас, но если есть возможность более качественно вырабатывать запасы, то я за :)
Спасибо, я в курсе ;)
Моя цель - узнать, как работает УКП, для того, чтобы обосновать технологию на своем предприятии.
Возможно, я не обладаю таким опытом как у вас, и скин +12 кажется мне, ну очень большим. А вот если бы вы пояснили, какие дебиты (зап и уст) и обводненность на скважине с УКП, беседа бы пошла более конструктивно)
Так и насколько эффективно работает данная технология с момента внедрения? Насколько я понимаю, выравнивается профиль притока не первый год?
Посыл такой, что надо различать вопросы эксплуатации и разработки.
Эффективность работы системы можно определить только на последних стадиях разработки. Конечно можно попробывать сделать ПГИ, посмотреть профиль притока, но в ГС это достаточно проблематичная операция.
Конструктивизм же может быть если Вы поделитесь своей информацией, а не будете запрашивать, что и где и делать противоречивые выводы о возможности или не возможности использования систем.
Вопрос же стоит не только в том, получился или не получился эффект от установки эквалайзер, вопрос еще стоит какой в целом был подход к разработке, правильный или нет. Можно скважину оборудовать современными и дорогими системами контроля, но не правильно эксплуатировать добыющий и нагнетательный фонд.
То есть, пройдет много лет до того момента, как можно сделать вывод, что технологию можно тиражировать (на определенных, заранее выбранных объектах, разумеется) ?
А если по динамике обводнения? Например, у нас скважины обводняются с 10% до 80-90% в первые 2-3 месяца работы. А с УКП будут с 10 до 30% в течении года...
А какие проблемы с измерением профиля притока? Разве что, из-за необходимости использования трактора, дороговато получается.
Не знаю какого рода информацию вы считаете нужным предоставить. Как пример, имеются пласты с разной проницаемостью, подстилающей водой и газовой шапкой (в некоторых случаях). Как уже говорилось, прорыв воды или газа в первые месяцы работы. Запасы этих пластов относятся к категории сложных и разрабатываются неэффективно (по понятным причинам) или не разрабатываются вовсе. Нужна технология. Но... для того, чтобы перед боссами обосновать выбор, недостаточно расчетов, нужно показать опыт. Понятно, что на данном форуме мне никто не скинет реальных отчетов, но, хотя бы для себя нужно понять, работает или нет. Важно выявить слабые места, чтобы их учесть и суметь ответить на вопросы при необходимости.
Вот сейчас, именно этот вопрос и стоит. А уже потом, вопрос: Почему? - если не получился. Понятно, что невозможно утверждать: если работает там - будет работать и у нас. Но, анологии-то провести попробовать можно.
А причины обводнения установлены?
ВЧНГ в зоне установки эквалайзеров ЧНЗ.
Есть конечно подход, что эквалайзер будет блокировать воду как более подвижный флюид и будет вырабатываться нефть, в данном случае дебит нефти будет такой же, просто дебит жидкости снизится.
Ваша вода может связана с неправильным забойным давлением, может запускать надо с меньшей депрессией? или всем нужна нефть сегодня, а не через 3 месяца?
Трактор конечно хорошо, но у вас скважины фонтаном работают, что вы туда его собрались сувать? ЭЦН - Y-tool стоит? а типоразмер позволит пролезть компановки? И еще одно дело протащить геофизическую связку в ГС, другое дело что у вас покаже при этом приборы.
Еще надо понимать, чтобы эквалайзер "заработал" нужно достижение критического расхода через секцию, если дебити низкие, то эффекта не будет.
А от идеи устанавливать эквалайзеры на нагнеталках не прошли?
По идее это более красивое решение, выравнивать профиль заводнения именно на нагнетательной скважине, с учетом возможностей БКНС мы не потеряем приемистость, и в тоже время не будем штуцировать добывающие скважины, конечно с учетом того что нагнетание должно идти без ГРП (видимо это и останавливает)
Плюс на добывающих есть шанс загадить внешний фильтр (Excluder что ли он называется), и тогда вообще не понятно что и как будет работать.
На Каспии, ICD показали себя неэффектиными, особенно в длинных горизонталках. Но опять же все зависит от условий пласта. Как метод борьбы с высоким GLR они неэффективны
Да там и так порой не хватало давления в линии чтобы компенсацию обеспечить, куда еще штуцирование эквалайзером делать.
Все скважины работали в автоГРПшном режиме, забойное давление при котором автоГРП начинается мы знали и легко им управляли, че делать с эквалайзерами... фиг его знает)))
Вообще скважины нагнетательные у нефтяников как эти... приёмные дети, большой любви к ним не испытвают, с них же нефть не идёт)))
к сожалению выравнивание профиля приемистости (чем бы то ни было) не связано с профилем притока. на практике (((
La_buscadora, у меня достаточно богатый опыт работы с ICD. Мог бы помочь вам советом, если бы вы сказали, какую проблему с помощью них вы хотите решить? Выранять профиль притока в неоднородном пласте?
Если средняя проницаемость на вашем месторождении измеряется десятками mD, то эта технология вам вряд ли поможет.
Не могли бы вы, на основе вашего опыта привести кое-какие критерии - проницаемости, длины ствола, близость к ВНК, ГНК - где ICD помогают, а где не помогают.
П.С. за рубежом вроде как оффшорные скважины сплошь с ICD
очень интересно. поделитсеь пожалуйста информацией.
а тоу нас на Каспии их эффективность оказалось немного завышенной
Я защитил по этой теме кандидатскую в Heriot-Watt'e. Вот мои публикации:
https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-132976-PA
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410510002573
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410511001483
Если нет доступа к этим библиотекам, то можете почитать тот же материал в моей диссертации:
http://www.ros.hw.ac.uk/bitstream/10399/2349/1/BirchenkoV_0710_pe.pdf
Здравствуйте, Василий! Спасибо за информацию, которую я увидела только сейчас :) Совершенно случайно. Впрочем, пару лет назад я бы и не смогла столько англицких букофф прочитать)
Так вот. Технология ICD (российский аналог) все-таки (!) была испытана на одной скважине, которая на сегодняшний день работает всего месяц. Выводы пока сложно делать, да и не все прошло гладко. По трассерам заложенным в секции ГС удалось определить, что два пакера негерметичны, т.е. присутствуют технологические проблемы. Обводненность высокая, но через несколько недель после запуска стала уменьшаться. Скважина требует мониторинга как минимум в течении года, чтобы сделать какие-то выводы. Вот все, что удалось выведать у коллег, я уже не работаю на этом предприятии. В общем, работа идет:)