Ноя 06
PVT - мрак для нормального человека...
Коллеги подскажите пожалуйста, кто знает проверенную компанию, способную хорошо отобрать PVT samples?
А главное - надежную лабораторию для их корректного исследования.
Место дейсвия - Западная Сибирь.
Опубликовано
17 Ноя 2006
Активность
328
ответов
38454
просмотра
55
участников
2
Рейтинг
Прокрутите эту страничку вверх, тама есть "Личные сообщения". Это Ваш почтовый ящик на этом форуме. Сокращенно личка.
Коллеги - предлагаю перейти от вопросов теории к практике.
Есть проблема:
Испытываем скважину. Коллектор скорее всего - трещиновато-кавернозный.
Не можем вывести на устойчивый режим.
После того как скважина накопит порядочно на устье (больше 30 атм) то подкидывает нефтишку с газом
но ниже этого значения прет только газ и в достаточно большом количестве.
штуцерить не помогает - давление падает моментом.
я грешу на свойства флида.
можно было подумать, что идет разгазирование в стволе или в пласте из-за высого давления насыщения,
однако на конденсат или лекгую нефть эта жижа не похоже из-за высокого содержания парафинов.
Вопрос заключается в том - встречался ли кто-нибудь с таким флютдом и как удавалось вывести скважину на устойчивый режим?
Вообще несколько неявный вывод на флюиды. Но тем не менее, результаты PVT глубинных проб есть?
согласен, что неявный.
есть подозрение что призабойная зона порядком попорчена бурением, вследствии чего
проницаемость по нефти упала и прет газ. если это принять на веру, то идет разгазирование в пласте
и газ выходит. Однако для потверждения этой картинки надо предположить что давление насыщения выше 350 атмосфер.
Поэтому и вопрос встречался ли кто-нибудь с нефтями с таким высоким давлением насыщения и газовым фактором (субьективно это вообще тянет на газоконденсат), но при этом с высоким содержанием парафинов?
Siz, ситуация очень интересная
Вообще, если на поверхности есть газ и жидкость Ваш флюид может быть:
а) легкой нефтью с очень высоким газовым фактором (я за этот вариант)
б) ретроградным конденсатом (вряд ли, если у Вас еще и парафин)
в) жирным газом (вряд ли из-за наличия парафина)
г) обычной нефтью с высоким газовым фактором (возможно)
С точки зрения вывода скважины на режим предпочтительна постоянная депрессия на пласт, думаю, лучше пусть она будет побольше, чем поменьше. Соображение простое - больше дебит, быстрее скважина выходит на режим. Если Вы имеете дело с нефтью, большая депрессия не опасна. Хотя приходилось слышать о том, что естественные трещины в ПЗП могут закрываться при больших депрессиях. Но я это мнение не разделяю.
Если Вы имеете дело с ретроградным конденсатом, существует опасность того, что эта самая конденсация начнется в призабойной зоне, если Рзаб слишком низкое. Т.е. слишком большая депрессия может быть в этом случае опасна.
То, что после закрытия при последующем открытии скважина кидает много нефтишки, объясняется, скорей всего, сепарацией жидкой и газовой фаз в стволе при остановке скважины. Т.е. нефть копится на забое, а газ ближе к устью, при открытии сначала выходит газ, потом нефть.
Так вот, обобщая все вышесказанное... Пока пробы анализируются и нет компонентного состава и ничего не ясно вообще, попробуйте просто добиться устойчивого режима скважины на одном из больших штуцеров. Пусть пройдет не один день, но рано или поздно режим должен стабилизироваться. Контролируйте раз в 12-24 час проходимость НКТ путем прогона скребка или шаблона (если в скважине не висит прибор). Парафин опасная штука.
Удачи и обязательно напишите о результатах!
спасибо за идеи
С большими штуцерами есть проблема
Мы начали с 5ки - буферное упало с 50 до 20 за 5 минут
поэтому мы предпочли упражняться со штуцерами меньшего размера.
так хотя бы нефть дольше кидает
По поводу нефти с высоким газовым фактором.
Кто встречался с нефтями (именно нефтями) с ГФ больше 700м3/м3 и высоким парафином?
Очень интересно взлянуть на состав газа, если он сухой, то это подтвердит вышесказанную идею.
Для оценки "Бывает или не бывает", нужно пластовое давление.
Парафина то сколько, "много" - это не совсем ясно? Плотность нефти в станд.усл.?
Если ориентирвоаться по нижележащей залежи (П о этой еще совсем ничего нет) то газ отнюдь не сухой
содержание метана всего 58%, остальное - сборная солянка с С6+ 2.6%
СОдержание парафина в устьевой пробе - 7.6%.
Наш флюид внешне очень похож на этот
Значит предложенная идея не подходит. Давление в студию! или хотя бы глубину. Плотность.
Напр. Кашаган - парафин до 4.6, gor по станд.сеп - 580 м/м
По предыдущему пласту пластовка была аномальной
420 при глубине в 3500
здесь похоже тоже
плотность в поверхностных 760
нужны детальные исследования.
Не завидую Вам, хотя очень интересно
Критика?
имеется ввиду вероятность того, что в пластовых условиях мы имеем флюид в критическом состоянии?
Детальные исследования - это хорошо бы...
Только мы КВД прописать даже не можем. Арматура может улететь. она там не газовая.
не можем накопить по человечьи
Может быть летучая нефть. Газосодержание высоковато. Но вообще очень похоже.
Нужен обязательно отбор глубинных проб.
А уж без КВД, ну никак
И чем скорее это сделать тем лучше (до начала эксплуатации я имею ввиду), а то в пласте начнет чего-нибудь происходить, и тогда точно туши свет
да есть серьезная проблема с КВД и как следствие с качественным отбором проб
Температура выше 120 градусов. все приборы дохнут
Кора и еще интересней - внутрипалеозойская залежонка
Разрешите немного отвлечься от рассматриваемой темы.
Я обратил внимание, что выше в топике затрагивалась такая экзотика (для России) как swelling test, slim tube. Еще стоит дополнить список таким тестом как Multiple contact test. А теперь вопрос.
Кто-нибудь в России весь этот комплекс выполнял? Или вообще кто-нибудь имел дело с анализом результатов этих тестов? Использовал их в настройке EOS?
На мой взгляд проблема кроется в продуктивности скважины, а не во во флюиде. Нет достаточного дебита чтобы был непрерывный поток, вот скважина и плюется газом и нефтью, а с буферным давлением не работает. У нас были таки случаи, только там еще вода была + просевшее пластовое давление + высокий газовый фактор.
По поводу датчиков покупайте не сиамовские (у них, кажется 120 градусов предел, но может вылететь и раньше), а импортные с нормальными батарейками. Была такая же фигня, потом с канадскими делали КВД при 135 градусах, насколько помню ни одного отказа не было, за исключением случая когда уронили на забой и потеряли
Просто никто не понимает для чего это нужно, и не хотят понимать
Я имел дело, и даже использовал. Сейчас нет под рукой, болею. Что-то кажется Oilphase делала и Eni.
Было подобный случай, пытались делать histrory match.
Газовый фактор по глубинным пробам был порядка 200-250 (легкая нефть), но скважины давали газовый фактор до 2000. В настоящее время практически работают газом. Причина трещиноватость. Пластовое давление упало, поддержки нет. Нефть разгазируется в пласте и поскольку проницаемость по газу выше то один газ и идет. Моделирование (ECLIPSE) тоже показало, что с такой геологией и свойствами флюидов ГФ будет 700 и более.
Объяснения почему при повышении устьевого получаете нефть так сразу нет. Надо подумать
Возвращаюсь к вопросу, с которого начинал эту тему
кто подскажит в окружении Томска лабу PVT, а то в НИПИ очередь уже
В общем, пока, как в анекдоте. Будет приказ, умрём за родину, а так сидим, ждём.
Институт химии нефти не пробовали?
А почему именно в окружении Томска? В Томской области работают и Тюменские лаборатории. Например
Целесообразно сделать гидроразрыв для получения более высокого дебита, штуцировать с контролем газового фактора. на малом штуцере будет идти нефть с родным газовым фактором. Есть опыт на Дремучем месторождении.
не то, чтобы вопрос, а так... жалоба на жизнь
флюид не матчится в пвт-симе.
до регрессии нормальное давление насыщения, после - отклонение до 10%
нет, все-таки вопрос - что делать?
Так зачем делать регрессию, если до нее все хорошо?
P.S. Последнюю неделю занимался увеличением запасов за счет флюида. Заказчик рвет волосы на голове: ранее подсчитанные запасы кончились, а конденсат все дебетирует
и очень на высоком уровне. А газонасыщенный объем неоткуда брать. Они сначала сами хотели справиться (да пару пустяков!!): увеличили содержание С5+ а вместе с ним и коэф. конденсатоотдачи(!) 
Да еще и состав пластового газа оставили прежним. Хоть стой, хоть падай. 
Во ржачка! Самое смешное что чуть ГКЗ не прошли! 
а там и мартос на подходе... 
Теперь отдуваюсь за них: работал сегодня до 10 вечера. Все бы ничего, если б не мой день рождения сегодня
Еще есть ночная смена...
Есть еще "ТЦЛ" (tclab.ru), если там еще кто-то остался; "Геохим". Не уверен, но в ТННЦ вроде бы тоже PVT занимаются.
с днем рождения) прошедшим
и потом, качество матчинга - это один из показателей качества данных. если ничего не матчится, может быть, что и результаты экспериментов фиговые.
Зачем модель нужна я представляю, просто было сказано
до регрессии нормальное давление насыщения, после - отклонение до 10%
А вот настройка уравнения - дело тонкое. Миллион вариантов.
Какой состав используете
Какие свойства матчите в первую очередь
Какие параметры варьируете в регрессии
И соответственно будут и следствия
Одни величины матчатся - другие съезжают
...
2Guzel
Чтобы подогнать давление насыщения, ставь в параметрах регрессии вес переменной Pb = 100, остальные веса на 1-10 - и будет тебе щастье! Регрессия - штука субъективная, хошь - давление насыщения мач, хошь - хоть вязкость в поверхностных.
ЗЫ Давление насыщения должно в первую очередь сходиться, судя по RTFM
Занова не получится
Во-первых эксперимент хороший (!). Во-вторых сейчас у них Содержание С5+=250 г/м3, а начальное 600!!! было.
Система то уж села давно, кто их ждать то будет? Вся беда этих горе-главных геологов в том что они сначала делают, а точнее ничего не делают (и скорее добывать), а потом уж поздно эксперименты делать, поезд ушел! Потом их уже начинают сношать на комиссиях всяких
В общем сделали мы им отчетик - на загляденье!! Ездил с Мартосом беседовать. Нормальный мужик: вытщил калькулятор, посчитал, говорит "нормально, в 5% уложились"
но это уже совсем другая история 
В общем тут и сказочке конец... все довольны и счастливы! Побольше бы таких главных
Но забой был еще тот! До сих пор вспоминаю как я работал а крыша тихо шифером шурша едет, едет... Будет че на свалке вспомнить. А еще был случай когда я Новый год за работой чуть не встретил, часок оставался, успел
А за поздравления Спасибочки! Давно сюда не заглядывал
Вообще на это день варенье очень много было у меня поздравлений, на удивленье! Балдел просто. Во как мало надо то для счастья
"Как правило.." - это в России так было.
А по хорошему надо в глубинные пробоотборники.
Глубинные то какие?
ну во первых хочу возразить по слову было мы и сейчас в россии есть действующая интрукция по котрой необходимо выполнять исследования, во вторых хотелось бы поддержать как говориться отечественного производителя а в третих это понятно что надо похорошему в глубинные пробоотборники, самое главное что бы по хорошему голова работала у человека и (руки с ней дружили) котроый осваивает разрабатывает бурит отбирает исследует подсчитывает
Если ехать на одной инструкции, то далеко не уедешь: - это мягко сказано
А есть напр. инструкция Шлюмберже, Вы как к ней относитесь? Или Вы приверженец Газпрома? 
по поводу инструкции закордонной я пока к никак не отношусь, главное чтобы следуя ей давать четкий результат
А зачем Вам много жидкой фазы? Вы что глубинную пробу, пусть и пластового газа, еще и рекомбинировать с жидкостью собрались что-ли ?
Насыщать будете? до полного перехода в нефть? Или Вы хотите фазовую диаграмму строить?
Сколько у Вас объем установки то? Не думаю что 1 литр...
Сколько в впп-300 объем? около 300 см3? Ну и что, Вам в установку за глаза хватит
-
как это весь?! Весь газ из баллона и всю насыщенную жидкость из контейнера Вы переводите в установку?!? а зачем?
- весь да не весь: а рекомбинируете то Вы с каким фактором? По сепаратору он может отличаться в разы - на одном штуцере 1200 на другом 600 м3/м3. И где правда-то?
А впп-300 может для сибири и пойдет а для 4-6 км - в топку.
Вот так.
------------------------------------
А "уровень", он не от импортного оборудования появляется, и увы, не с годами приходит.
Добавьте цитаты, совершенно не понятно к чему относятся все ваши рассуждения. В противном случае сообщение будет расценено как флуд и его придется удалить. V.Volkov
Где цитата, где ответ ничего непонятно из сообщения
c5+ для газоконденсатного)
мне вспомнился эпизод недавней конференции SPE, когда шлюм представлял какой-то супернавороченный пробоотборник для газоконденсатых месторождений, который в режиме реального времени (как я поняла) делает экспресс анализ комп состава. что=то там вроде с1, с2, с3-с5, с5 +... не помню точно... ну, что-то такое для чисто качественного анализа состава притока из пласта
дядька из газпрома выкатил предъяву, что у нас пвт делают лучше - не с3-с5, а каждый компонент в отдельности и вообще не с5+ а с6+... в общем, не понял наверное, что это экспресс анализ прямо в пробоотборнике, а не в лаборатории, а докладчик вопроса тоже нефига не понял, промямлил что-то "в оправдание"
а анализ до с6+ для газоконденсатных месторождений это как-то слабовато. учитывая качество проб и исследований, наверное, полный простор для фантазии.
Наверное это был Quicksilver что идет вместе с MDT который они недавно стали применять. Я видел применение для нефти, очень даже не плохо. Надо понимать что это не замена PVT пробы, а хорошее дополнение которое: а) позволяет оценить чистоту отбираемой пробы, б) если есть много пластов, то выбрать те которые отличаются друг от друга и провести экспресс оценку остальных.
у нас с МDT один раз шел LFA (live fluid analyser, анализ на уровне вода-нефть-газ), а это DFA (downhole fluid analyser, примитивный композиционный состав), видимо, что-то новое
номер статьи SPE-115609. хорошая вещь, наверное, только цену сервиса страшно предположить
В Западной Сибири эти устройства работают плохо. Сами шлюмоносцы в приватных беседах это признают. Врет как по составу, так и по свойствам, выдаваемым в отчетах. Часто заказчиков это вводит в заблуждение, так как по виду отчет похож на обычный отчет по ПВТ свойствам. На самом деле это не так. Определенный (очень приблизительно) состав моделируют с помощью EOS и получают свойства флюида, которые (особенно по Ачимовке) сильно отличаются от полноценных экспериментов на настоящих пробах. Этот прибор DFA оправдывает себя на морских платформах, когда необходимо быстро получить результат (пусть приближенный) и оперативно принимать решения. Настоящих экспериментов ничто не заменит...
LFA - это стандарт идет с MDT, а Quicksilver это его новая модификация с наворотами.
По поводу западной Сибири не знаю, возможно ошибки связаны с тем что большое проникновение фильтрата раствора в пласт, поэтому и замеры кривые. Интересно посмотреть на уровень загрязнения проб отобранных в местах где анализатор плохо работал. Я смотрел данные по скважинам где полимерные растворы (Мексиканский залив).
Может кто подскажет, есть ли надёжный способ посчитать объём сырого конденсата для рекомбинирования. Кроме формулы из " Инструкции по комплексному исследованию...." и "руководства по исследованию скважин" под ред. Е.Н. Ивакина, где она повторяется, ничего не нашёл. По этой формуле получается слишком нереально-маленький объём, который требуется добавить к газу. Да ещё несколько непонятен сам процесс рекомбинирования и проведения исследования по инструкции.
Здесь меня очень интересует CVD. Если кто практик лабораторных PVT- исследований или знакомый с проблемой, отзовитесь.
Раз уж разговор про Шлюмов идет, хочу вопрос задать.
Кто-нибудь сталкивался со связкой PhaseTester+PhaseSampler?
Первое - это многофазный расходомер, а второе пробоотборник поверхностный на рекомбинацию...
И второй вопрос.
Кто-нибудь занимается разработкой программы исследования скважин(ы) для отбора проб?
вот у меня вопрос возник: а зачем ее надо разрабатывать?
Надо отобрать пробы из пласта с насыщенной нефтью. До сих пор делали на глазок и результаты такие же...
А зачем план боевых действий разрабатывать? Рубанул с плеча - и все
Страницы