WCT - water cut або по-нашому обводненість
І вище можна боротися, просто в загальному випадку ефективність газосепараторов ЕЦНов знижується з ростом дебіту, тому що збільшується швидкість руху рідини по сепаратора.
Rasty, напевно чули (працювали) про Новометовскій сепаратор-диспергатор ГДН - дуже хороша штука.
Із зарубіжних чув про Advanced Gas Handler (Шлюмберже), наскільки я зрозумів, цей апарат явл. якимось диспергирующим пристроєм, розбиває великі бульбашки газу і гомогенізований суміш. Особистого досвіду використання немає. Centrilift теж пропонує систему GasMaster. Досвіду роботи з нею теж, на жаль, немає. Якщо хто працював з цим обладнанням, було б цікаво ознайомитися (камінь в город ТНК.
Ну і ще шлюмовскій агрегат - Посейдон. Кажуть, може качати хоч 99% газу. У РФ такі насоси ще, по-моєму, не використали, бо дорого.
Посейдон (2 або 3 агрегати) іспользоваліь в Бузулук (Оренбургнефть, ТНК-ВР). Начебто дали хороший реультат. Газовий фактор до 800. елси не помиляюся.
всі питання по Посейдон до Ростофскому.
це він гадюка придумав їх застосовувати в ТНК-ВР :-D
досвід застосування дуже-дуже успішний.
У проект розробки при необхідності можна внести зміни. Ця цифра якщо і є в проекті, то скоріше за все зі стелі.
Через що?
1. Формування в ПЗП пачки вільного газу? Ну і що? Він як сформувався, так і вийде з ПЗП в свердловину. Якщо звичайно Рпл> Рнас.
2. Збільшення в'язкості нафти через втрату легких компонентів? Навряд чи це призведе до настільки серйозних наслідків.
Ви мені поясніть що це за пачка вільного газу і за яких умов вона нібито може утворитися в ПЗП якщо ми говоримо про постійну роботу свердловини.
Про в'язкості нафти я навіть не говорю, мова йде про виснаження пластового тиску як наслідок зниження депресії отже продуктивності. Рпл-180 Рнас-240 Гф-500-1000 хоч два Посейдона спустіть свердловина працювати не буде на сухому терті далеко не заїдеш. За країні купа родовищ бездарно загублених при явному порушенні проекту розробки (мінімально допустимого Рзаб).
що це за пачка вільного газу і за яких умов вона нібито може утворитися в ПЗП
1.При роботі видобувної свердловини в пласті формується воронка депресії.
2. Якщо Рзаб <Рнас, а Рпл> Рнас, існує радіус, на відстані якого від свердловини Р = Рнас. Усередині цього радіусу Р <Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ.
3. що виділився газ спочатку нерухомий, тому що газонасиченість менше критичної. Згодом, кількість вільного газу збільшується до критичної позначки і газ стає рухомим.
4. Оскільки Рзаб <Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину.
5. Можливо, що частина газу буде рухатися вгору. Але якщо Рпл буде підтримуватися вище Рнас, то формування газової шапки не буде. якщо Рпл <Рнас, возможно формирование газовой шапки.
мова йде про виснаження пластового тиску
Колега, мова йде про забійній тиску (див. Назва теми).
1.При роботі видобувної свердловини в пласті формується воронка депресії.
2. Якщо Рзаб <Рнас, а Рпл> Рнас, існує радіус, на відстані якого від свердловини Р = Рнас. Усередині цього радіусу Р <Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ.
3. що виділився газ спочатку нерухомий, тому що газонасиченість менше критичної. Згодом, кількість вільного газу збільшується до критичної позначки і газ стає рухомим.
4. Оскільки Рзаб <Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину.
5. Можливо, що частина газу буде рухатися вгору. Але якщо Рпл буде підтримуватися вище Рнас, то формування газової шапки не буде. якщо Рпл <Рнас, возможно формирование газовой шапки.
Колега, мова йде про забійній тиску (див. Назва теми).
Так а пластовий тиск тут ні до чого? це взаємопов'язані величини Рпл-Рз я хотів сказати про те, що перш ніж садити забійні тиск необхідно чітко розуміти наслідки цих дій.
Щодо виділ-ся газу дуже цікаво ви помоему трохи переплутали статичну систему з динамікою. За Вашим виходить що газ залишиться а рух рідини триватиме, потім раптом бах і саме з ПЗП пішла пачка газу. Згадайте інститутську програму, там, наприклад, структури потоку ГЖС. Що виділився газ буде більш рухливий ніж пластова рідина тому він і перебувати над динамічним рівнем а його V буде залежати від V-a рідини (дебіту) свердловини.
За Вашим виходить що газ залишиться а рух рідини триватиме
Існує параметр критична газонасиченість. Так ось, поки газонасиченість в пласті нижче критичної, газ рухатися не буде. Як тільки газонасиченість перевищить критичне значення, газ стане рухомим.
потім раптом бах
Чи не потім раптом, а коли газонасиченість в пласті перевищить критичне значення.
Що виділився газ буде більш рухливий ніж пластова рідина тому він і перебувати над динамічним рівнем а його V буде залежати від V-a рідини (дебіту) свердловини.
Що виділився газ буде рухатися як вгору через те, що він легше нафти, так і в бік меншого тиску. У нашому випадку в сторону забою. А динамічний рівень це трохи з іншої теми.
Так а пластовий тиск тут ні до чого? це взаємопов'язані величини Рпл-Рз
Це взаємопов'язані, але РІЗНІ параметри. Одна справа знизити забойное нижче Р насичення, і зовсім інша знизити пластовий нижче Рнас.
При грамотному підході зниження забійного тиску нижче Рнас не призводить до зниження КІН.
Повторюю, мова йде про забійній тиску.
Існує параметр критична газонасиченість. Так ось, поки газонасиченість в пласті нижче критичної, газ рухатися не буде. Як тільки газонасиченість перевищить критичне значення, газ стане рухомим.
Чи не потім раптом, а коли газонасиченість в пласті перевищить критичне значення.
Що виділився газ буде рухатися як вгору через те, що він легше нафти, так і в бік меншого тиску. У нашому випадку в сторону забою. А динамічний рівень це трохи з іншої теми.
Це взаємопов'язані, але РІЗНІ параметри. Одна справа знизити забойное нижче Р насичення, і зовсім інша знизити пластовий нижче Рнас.
При грамотному підході зниження забійного тиску нижче Рнас не призводить до зниження КІН.
Повторюю, мова йде про забійній тиску.
Та дуже важкий випадок не буде освіти "газової пачки" в ПЗП, в освіту газової шапки в шарі при Рпл<Рнас еще поверить можно, но речь идет о водонапорном режиме, что в этом конкретном случае мало вероятно.
Цікава формулювання "грамотний підхід" - це як якщо не секрет може навчіть?
Ну і якщо ви не відчуваєте взаємозв'язок різних параметрів, то вже вибачте я тут ні при чому.
"По Вашому виходить що газ залишиться а рух рідини триватиме, потім раптом бах і саме з ПЗП пішла пачка газу. Згадайте інститутську програму, там, наприклад, структури потоку ГЖС."
2 sinqor
в привибійній зоні саме так і буде "Бах" і пачка газу прийшла в рух.
тому що поріствя середу резервуара це на трубопровід і газові бульбашки дуже легко перекривають окремі пори.
знаєте що таке розрив потоку в ЕЦНе (коли в робочий апарат потрапляє газ), насос при цьому не може звільниться від цього газу (якщо звичайно рідина не рухається з певною швидкістю, тобто вище критичної)?
"Це взаємопов'язані величини Рпл-Рз я хотів сказати про те,"
ви маєте рацію Пластовий і забійне пов'язані параметри, через значення скін-фактора, як ви напевно знаєте, втрата тиску в 1-2ух метрах привибійної зони може бути досить істотна, т.о на забої тиск може бути нижче насичення а в пласті вище.
Також в пласті може існувати газова шапка при пластовому тиску вище тиску насичення, перегорніть типи нафтових пасток, навіть в водонапорном режимі пласт працює від енергії розчиненого газу.
2 singor
Грамотний підхід, на мій погляд, полягає в тому щоб максимально (з урахуванням факторів, перелічених на початку цієї гілки) знизити забійні тиск, а пластовий підтримувати вище тиску насичення. Приплив нафти в свердловину в цьому випадку буде максимальний.
І попрошу вас коректніше вести дискусію, замість того, щоб грубити і сипати штампами про бездарно загублені родовища, опишіть краще фізику процесу, як він відбувається на вашу думку.
Так Ви праві це не труба, але в умовах руху (динаміки) в пористої середовищі ПЗП газ в рідини виделяеться рівномірно разом зі зниженням тиску і якраз саме бульбашки газу будуть виконувати функцію не ідеально поршня за рахунок сил поверхневого натягу (подивіться рух ГЖС у Міщенко )
З приводу газової шапки або вона є спочатку, або її немає, якщо немає закачування робочого агента то при Рпл<Рнас то пласт либо "схлопнеться" ну не полностью конечно но пористость и проницаемость изменяться, либо образуеться газовая шапка (зависит от литологии). (КИН)
Якщо ведеться закачування, то все буде залежати від того наскільки точно порахована компенсація відбору для кожної конкретної свердловини (в слідстві неоднорідності пластів) ефект не передбачуваний від прориву води ППД (конуса), до виснаження Рпл до величини яка не дозволяє вести відбір рідини. (КІН)
Щодо грамотного підходу є своя думка - максимально продовжити безводний період. по совковому звичайно але мене так вчили.
РГУ фінішт? недоступно викладаєте, незрозуміло
мищенко-це не першоджерело.
РГУ фінішт? недоступно викладаєте, незрозуміло
мищенко-це не першоджерело.
Повністю згоден з колегою Zorg.
Відповім на поставлене запитання так:
1. забійні тиск має бути мінімальна (з урахуванням тих факторів, які назвав Zorg).
2. Пластовий тиск має бути вище тиску насичення.
3. З огляду на ці два показники можна знайти потенційний дебіт свердловини при забійній тиску нижче тиску насичення.
У разі двофазного потоку, коли забійні тиск нижче тиску насичення, рекомендується потенціал свердловини оцінювати за формулою Вогеля:
qо / Qмах = 1 - 0,2 (Рзаб / Ро) - 0,8 (Рзаб / Ро) 2
qо
Qмах =
1 - 0,2 (Рзаб / Ро) - 0,8 (Рзаб / Ро) 2
де,
Qмах - потенційний дебіт свердловини,
qо - поточний дебіт свердловини,
Рзаб - забійні тиск, при якому визначається потенціал свердловини,
Ро - тиск насичення.
Поточний дебіт свердловини дорівнює 26 м3 / добу.
Тиск насичення 90 атм.
Потрібно визначити потенціал свердловини при забійній тиску дорівнює 50 атм.
26
Qмах = = 40,4 м3 / добу
1 - 0,2 (50/90) - 0,8 (50/90) 2
Визначивши потенційні дебіти свердловин і порівнявши їх з фактичними, можна намітити заходи щодо інтенсифікації видобутку нафти.
(Не показана лінія дробу. 2 наприкінці формул - це квадрат)
Взагалі подивіться проект розробки там є мінімально допустимий Рзаб для кожного пласта. У разі якщо Рзаб за фактом нижче цієї цифри теоретично можливо забрати ліцензію на розробку родовища, а з огляду на що надра належать державі треба кого то ніпременно садити в тюрму. Зниження забійного тиску на свердловинах з високим Гф призводить до неможливості досягнення КІН і накопичена фактичний видобуток уменьшаеться так що садити, садити і ще раз садити геологів.
Стежу за цією темою тому дуже наболіла, хотілося б почути конструктивні міркування типу висловлених Zorg і Юрою тут ніби як інженери зібралися а не ідеологи і висловлювання за патріотизм і держава і "садити" тут помоему зайве (і те й інше в труні бачив), замість цього всім присутнім тут я думаю хотілося б почути конкретні пояснення по яким "високим міркувань" в проектах вказується мінімально допустимий забійні тиск. Ну або посилання на вітчизняну літературу де без зайвого словоблудства чітко викладено інженерний підхід.
Alex Bordzilovsky пише:
всім присутнім тут я думаю хотілося б почути конкретні пояснення по яким "високим міркувань" в проектах вказується мінімально допустимий забійні тиск. Ну або посилання на вітчизняну літературу де без зайвого словоблудства чітко викладено інженерний підхід.
На газових родовищах (вибачте я не Нафтовик) в проектах повинні вказуватися мінімальні величини з двох причин:
1) далі буде йти проект облаштування
2) а ще далі експертиза проектів.
подивіться регламенти на складання проектної документації;
2. Ще можна було б подивитися історію видобутку по свердловинах. Порівняти динаміку обводнення, відмов гно, динаміку КВЧ в залежності від величини Рзаб, співвідношення Рзаб / Рнас і т.д.
3. У НДПІ можна дослідження керна організувати на предмет того, при якому перепаді тиску починається інтенсивний винос піску.
4. Можливо, має сенс ідея поганяти модель ділянки поклади з різними Рзаб в Екліпс і подивитися, чи впливає якось величина забійного тиску на КІН. Хоча, почитавши гілку модельєрів, зрозумів, як далекі можуть бути моделі від реальності.
по-моєму четвертий пункт тут зайвий. ви ж самі читали гілку модельєрів. а перші три - це просто відмінне керівництво до дії
наскільки я знаю. зниження Рзаб методом глубоконасосная експлуатації на родовищах ЮНГ увеличелось стан МХ за 1 рік удвічі
Згоден з Zorg'ом. Для початку потрібно сформулювати чинники, які можуть обмежувати забійні тиск. До перелічених вище, я б додав ефективність заводнення: якщо вода мобільніше нафти, то велика депресссія призведе до швидкого прориву води і зниження КІН.
Як писав Zorg, в разі Pпл> Pнас> Pзаб навколо свердловини в пласті утворюється коло де тиск менше тиску насичення. Радіус цього кола легко порахувати, можу поділитися формулою, якщо кому цікаво. Коли концентрація газу перевищити критичну, він стане рухомим і на нього будуть дейстовать дві сили: перепад тиску буде тягнути до свердловини, а сила Архімеда вгору. Очевидно, що в безпосередній близькості свердловини буде домінувати перша сила, а на великій відстані друга. У зв'язку з цим два питання:
1) Чи зустрічав хтось формулу, яка б допомогла визначити на якій відстані сила Архімеда починає переважати над тягою в сторону свердловини? Мені попалася така формула, але без виведення і посилань. Сумніваюся, чи правильна вона.
2) Якщо бульбашки газу йдуть в сторону більш високого тиску, то розчиняться вони знову в нафти?
За "правилом" прив'язувати забійні тиск до тиску насичення, схоже, не варто ніякої фізики. Потрібно враховувати ще, як мінімум, пластовий тиск. Якщо воно лише трохи перевищує тиск насичення, то при Pзаб = 0.8 * Pнас, значна частина пласта буде перебувати нижче тиску насичення. Якщо ж пластовий тиск набагато вище тиску насичення і у свердловини високий скін, то можна забойное і значно нижче 0.8 опускати.