Нестабильность параметров работы скважины

Последнее сообщение
Nametoya 51 6
Апр 16

У нас на месторождениях несколько скважин имеют параметры работы нестабильно. Например: Скважина 7006 у нас в месяце несколько раз дебит увеличился в 2 раза больше. Вы читаете историю скважины и можете дать мнения свои. Вокруг скважины нет ни одной циклической наг. скважины. 

 

Иван007 864 11
Апр 16 #1

А чем меряете, особенно содержание газа в продукции непосредственно со скважины?

Есть данные по изменению пластового давления, именно с перфорированного интервала, по пластам (по газовому и нефтяному если они распределяются)?

volvlad 2255 15
Апр 16 #2

Сдается мне тут проблемы с тестами. Есть даты проведения тестов?

tiga 41 13
Апр 16 #3

И у меня недоверие к историческим данным работы скважины с 10.2015 года - полочка по Qгаза 

Nametoya 51 6
Апр 16 #4

Это не замер газа из скважины, а расход газлифтного газа в тыс. м3/сут. Гф по этой скважине варьируется в пределах 70-200м3/сут. Вам  также отправляю результаты ГДИ на фундамент, и на нижний олигоцен. 

 

Вложение: 
Krichevsky 692 12
Апр 16 #5

Хорошо бы на этот график еще давление: буферное, затрубное и (в идеале) забойное.

Nametoya 51 6
Апр 16 #6

Возможно переток притока из нижележающего пласта?

Вложение: 
Иван007 864 11
Апр 16 #7

Nametoya пишет:

Возможно переток притока из нижележающего пласта?

Я тоже с начало так подумал,  но меня смутили замеры содержания газа уж больно стабильны, теперь Вы приводите данные по пластовому давлению в них в нижнем объекте, давление на 50-80 ат, ниже чем в верхнем. Ну в любом случае нужно проверить герметичность обеих пакеров, того который над объектом и тот который ВП с мостом под объектом и заколонные перетоки к интервалу перфорации. Очень большие колебания содержания газа в нефти в новых данных (это замеры прямые с газлифта или исследования на приток) и как то странно они себя ведут, в одних случаях, количество газа растёт с дебитом нефти в других наоборот падает. Буфер при газлифте меня тоже смущает, при опускании клапана он должен существенно снижаться. Что бы выяснить я думаю надо провести исследования и замерять дебит прибором на забое, например два раз в месяц, если пласт работает одинаково надо искать причину в оборудовании. 

Nametoya 51 6
Апр 16 #8

Проверить герметичность испытанием приемистости и проведением PLT? 

Рбуф при газлифте зависит от Рлинии (система сбора именно установленное давление в сепараторе) а не от  того, что при отпускании ниже 1-го клапана или нет. Видно, что когда дебит увеличился Рзатуб. также увеличился. Это замер измеряется на газлифте, несколько раз в месяце.

***Фундамент лежает ниже Нижнего олигоцена. 

Иван007 пишет:

Nametoya пишет:

Возможно переток притока из нижележающего пласта?

Я тоже с начало так подумал,  но меня смутили замеры содержания газа уж больно стабильны, теперь Вы приводите данные по пластовому давлению в них в нижнем объекте, давление на 50-80 ат, ниже чем в верхнем. Ну в любом случае нужно проверить герметичность обеих пакеров, того который над объектом и тот который ВП с мостом под объектом и заколонные перетоки к интервалу перфорации. Очень большие колебания содержания газа в нефти в новых данных (это замеры прямые с газлифта или исследования на приток) и как то странно они себя ведут, в одних случаях, количество газа растёт с дебитом нефти в других наоборот падает. Буфер при газлифте меня тоже смущает, при опускании клапана он должен существенно снижаться. Что бы выяснить я думаю надо провести исследования и замерять дебит прибором на забое, например два раз в месяц, если пласт работает одинаково надо искать причину в оборудовании. 

khabibullinra 5 6
Май 16 #9

Каким образом у вас замеряется газовый фактор приведенный на рисунке? Если он меняется от 100 до 200 м3/т, то значит он явно не учитывает газ закачки (которого качают под 300 м3/т). Газовый фактор - это прямой замер или расчет?

Через какой клапан идет закачка газа? Возможно изменение дебита связано с включением выключением одного из нижних клапанов? При этом при включении нижнего клапана забойное падает, дебит растет, но потом он закрывается и скважина возвращается к предыдущему режиму. Какие настройки у клапанов?

Думаю, что в данном случае оценка забойного давления многое прояснила бы. По крайней мере позволила разделить пласт и скважину. Хорошо бы посмотреть на замеры давления в НКТ в разные периоды времени при стабильно работающей скважине. При разных дебитах. 

denfromufa 89 10
Май 16 #10

А может еще температуру? Нет у вас там побольше вертикальных осей? Конечно Excel не осилит.

 

 

Nametoya 51 6
Май 16 #11

#khabibullinra мы не учитываем газ закачки. Газовый фактор= (Qг_замер - Qг_закачки)/Qн при условии сепаратора.

Уровень затрубный - 3015м при ДКО (мандрель 6)- 3253м, клапан №5 2950м(мандрель 5)

Вложение: 
Иван007 864 11
Май 16 #12

Опять два варианта или пласт и перетоки или ПО (подвесное оборудование). Предположим в Вашей залежи давление насыщения выше пластового (забойного) или на грани такового, тогда Ваши замеры ГФ должны вести себя следующим образом, вырос ГФ уменьшилось количество нефти. У Вас не так. Если оборудование для газлифта так работает, то похоже на правду, я не говорю что оно не исправно, но тогда непонятно почему у Вас при проведении интенсификации притока растёт дебит.  Возможно, это всё вместе так влияет.  Остановите на исследования скважину, если позволит собственник и определите дебит с дублированием исследований.

Master_S 105 14
Май 16 #13

Судя по истории - бесконтрольная закачка газа. Регулятор расхода газа не работает или отсутствует. Но в этом есть свой плюс - получили бесплатное исследование. При газлифтной эксплуатации дебит зависит от объема закачиваемого газа. Построил график зависимости дебита от закачиваемого газа. Хорошо бы на разных режимах произвести прямой замер забойного давления. Замер желательно производить со счетчиком глубины. тогда точно определим точку инжектирования газа (рабочую мандрель), состояние пусковых клапанов и градиент температуры,  давления и плотностей.

khabibullinra 5 6
Май 16 #14

Посмотрите картинки во вложении. Если к вашему замеру (расчетному значению) расхода газа добавить газ закачки (как я понял это примерно стабильные 18 тыс м3/сут су) и отбросить начало 2015 года - получается почти идеальная газлифтная кривая на графике зависимости дебита жидкости от расхода газа.  Выбросы могут быть обусловлены переключением рабочих клапанов, хотя похоже что в основном с середины 2015 года работает один клапан. Про контроль работы клапанов замером уровня в затрубе не совсем понятно. в любом случае хорошо бы видеть динамику уровней во времени (лучше конечно забойное) 

Так что явно изменение дебита жидкости связано с изменением расхода газа. И первое что приходит в голову - "бесконтрольная закачка газа". За это говорит то, что и температура (как я понял на устье) хорошо коррелирует в конце с расходом газа. Как измеряется расход газа закачки? Это прямой замер на скважине или расчет по группе скважин? Чем измеряется? Есть регулятор расхода газа?

Теоретически это может пласт так сильно менять содержание газа в потоке, если там есть газовая шапка или месторождение перешло в режим растворенного газа. Если так, то такое поведение должно быть видно и на других похожих скважинах. 

Вложение: 
Go to top