Расчет VFP-таблиц для фонтанных нефтяных скважин

Последнее сообщение
Nickolai 100 13
Июн 16

Доброго всем дня!

Возникла задача рассчитать прогноз по нефтяному месторождению, на котором около половины фонда работает фонтаном. Месторождение с газовой шапкой и подстилающей водой, т.е. обводненность и газовый фактор будут меняться довольно динамично.

Помимо стандартного ограничения по жидкости по скважинам планируем дополнительно задавать ограничение на минимальное THP для транспорта продукции на подготовку. Для этого нужны VFP-таблицы. Таблицы, которые я построил по данным ГДИ на нескольких скважинах с разным GOR(корреляция Begs&Brill revised) имеют особенность, которая меня смущает. А именно - при росте газового фактора уменьшаются потери по НКТ(по-видимому, из-за уменьшения плотности флюида в лифте) и соответственно наблюдается рост дебита скважины по жидкости. Т.е. при прорыве газа из газовой шапки на таких скважинах ничего страшного не происходит, а даже наоборот. ОФП по газу в местах прорыва существенно снижается, но это не сильно влияет, т.к. много скважин с МГРП.

Если у кого-то есть успешный опыт расчета VFP таблиц для фонтанных нефтяных скважин, то просьба поделиться - какими корреляциями пользовались, в каком софте считали и т.п.?

Может быть, следует учесть какие-нибудь дополнительные факторы?

Nickolai 100 13
Июн 16 #1

Посмотрел дополнительно корреляции в Prosper. Получается, что из-за перераспределения потерь давления между гравитационными и потерями на трение до определенного значения GOR суммарные потери падают, а потом начинают расти за счет преобладания трения. Но в разных корреляциях точка перегиба по GOR разная, поэтому вопрос с выбором корреляции остается открытым.

Leito2008 180 12
Июн 16 #2

PipeSim - есть там такая функция как подбор расчета подъемников.

" ...при росте газового фактора уменьшаются потери по НКТ (по-видимому, из-за уменьшения плотности флюида в лифте) и соответственно наблюдается рост дебита скважины по жидкости..." - ну да, принципы газлифта никто еще не отменял.

Наиболее существенное влияние при прочих равных оказывают всего две вещи - соотношение газ/жидкость (сиречь критерий Фруда) и объемная скорость потока ( сиречь дебит флюидов).

voron4m 380 12
Июн 16 #3

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified. 

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо "попадает" для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям. 

Контроль за температурой и  U-value будет тебе в помощь.

Nickolai 100 13
Июн 16 #4

voron4m пишет:

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified. 

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо "попадает" для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям. 

Контроль за температурой и  U-value будет тебе в помощь.

Спасибо! Работаю, в основном, в Pipesim, а в Prosper решил посмотреть как petexовские корреляции себя ведут. В принципе, все они +/- дают похожие результаты. За личный опыт по корреляциям отдельное спасибо:)

Думаю, пока можно оставить и Beggs Brill, а потом уже пересматривать при необходимости когда будет больше данных..

Leito2008 180 12
Июн 16 #5

Есть и еще одна неприятная особенность при небольшом обводнении скважин - образование эмульсии, что крайне негативно влияет на вязкость ГЖС и соответственно, на критерии Фруда и Архимеда для выбора правильных расчетных схем. По уму, таблицы вертикального тока надо в пайпе настраивать с учетом изменяющейся вязкости ГЖС. А то результат мягко говоря немного обескуражит.

Что касаемо софтин в составе ГДС (Шлям, Роксар и прочие ИПМы) - вот им я бы очень осторожно доверял. Бо как не заточены сие под подобные расчеты (ограниченные методики, привирают частенько, есть ограничения по типу флюида и т.д.). Другое дело - пайп :) Ну или Ольга+ПВТсим :)

Alexey A. 56 7
Июн 16 #6

Nickolai пишет:

voron4m пишет:

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified. 

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо "попадает" для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям. 

Контроль за температурой и  U-value будет тебе в помощь.

Спасибо! Работаю, в основном, в Pipesim, а в Prosper решил посмотреть как petexовские корреляции себя ведут. В принципе, все они +/- дают похожие результаты. За личный опыт по корреляциям отдельное спасибо:)

Думаю, пока можно оставить и Beggs Brill, а потом уже пересматривать при необходимости когда будет больше данных..

Begs&Brill корреляции - это лаб. исследования воды + газ. Он хорош только тем что подходит как для вертикального, так и для горизонтального течения (за не имением ничего другого)

PE2 - выведен на основе Hagedorn & Brown, которые в свою очередь основаны на реальных полевых данных для нефти, воды и газа вертикальных скважин.

Поэтому негласно, если не на что мачить, для нефтяных вертикальных скважин берут PE2 в Проспере, Hagedorn & Brown в остальных пакетах.

Leito2008 180 12
Июн 16 #7

С каких это пор НВ (да хоть НВДР) для смеси газ-нефть-вода стал априори верным? Это все от неимения лучшего, и только...

voron4m 380 12
Июн 16 #8

Давайте я добавлю "отче наш" для VLP корреляций. По поводу Begs&Brill тут все сказано.

Fancher Brown

The Fancher Brown correlation is a no-slip hold-up correlation that is provided for use as a quality control.  It gives the lowest possible value of VLP since it neglects gas/liquid slip it should always predict a pressure which is less than than the measured value.  Even if it gives a good match to measured downhole pressures, Fancher Brown should not be used for quantitative work.   Measured data falling to the left of Fancher Brown on the correlation comparison plot indicates a problem with fluid density (i.e PVT) or field pressure data. Please see the VLP Quality Check Section for mode information.

Hagedorn Brown

The Hagedorn Brown correlation performs well in oil wells for slug flow at moderate to high production rates (well loading is poorly predicted). Hagedorn Brown should not be used for condensates and whenever mist flow is the main flow regime. It under predicts VLP at low rates and should not be used for predicting minimum stable rates.

Duns and Ros Modified

The Duns and Ros Modified correlation is derived from the Duns and Ros Original correlation. The original correlation was modified by Petroleum Experts to overestimate the pressure drop in oil wells for the slug flow regime. This correlation should only be used for quality checking of the input well test data and should never be used for calculating the pressure drop in the wellbore or pipelines and hence should not be used for lift curve generation either.

Duns and Ros Original

The Duns and Ros Original Correlation is derived from the original published method. In PROSPER the original Duns and Ros correlation has been enhanced and optimised for use with condensates. This correlation performs well in mist flow cases and may be used in high GOR oil wells and condensate wells.

Petroleum Experts

The Petroleum Experts correlation combines the best features of existing correlations. Petroleum Experts correlation uses the Gould et al Flow Map and for the various flow regimes we use the following:

Bubble flow:        Wallis and Griffith

Slug flow:        Hagedorn and Brown

Transition:        Duns and Ros

Annular Mist flow: Duns and Ros

Petroleum Experts 2

The Petroleum Experts 2 correlation includes the features of the PE correlation plus original work on predicting low-rate VLPs and well stability.

The PE2 correlation has been tested for numerous high flow rate cases and found to provide a good estimate of the pressure drops.  Examples include oil wells exceeding 40000STB/d and gas wells with 7in casing capable of producing up to 1Bscf/day.

PE2 has also been externally tested as the most reliable well flow correlation irrespective of fluid type, flow regime or pipe specification.

J.E. Norman Liley; Stuart Oakley; "Downhole Pressure Boosting in Natural Gas Wells: Well Candidate Selection and Project Progress" SPE 96037-PA

Shah Kabir et al, SPE109868

Petroleum Experts 3

The Petroleum Experts 3 correlation includes the features of the PE2 correlation plus original work for viscous and foamy oils. This attempts to model the impact that shear dependent properties have on the flowing conditions.

Petroleum Experts 4

The Petroleum Experts 4 model is an advanced mechanistic model which was derived to be suitable for any angled wells (including downhill flow) suitable for any fluid (including Retrograde Condensate). Due to the advancements made in the Petroleum Experts 5 it is recommended that this correlation is not used within integrated production models and instead Petroleum Experts 5 can be used.

Petroleum Experts 5

The PE5 mechanistic model is an advancement on the PE4 mechanistic model. PE4 showed some instabilities (just like other mechanistic models) that limited its use across the board. PE5 reduces the instabilities through a calculation that does not use flow regime maps as a starting point.

PE5 is capable of modelling any fluid type over any well or pipe trajectory. This correlation accounts for fluid density changes for incline and decline trajectories.

The stability of the well can also be verified with the use of PE5 when calculating the gradient traverse, allowing for liquid loading, slug frequency, etc. to be modelled.

Orkiszewski

The Orkiszewski correlation often gives a good match to measured data.  However, its formulation includes a discontinuity  at velocity = 10 ft/s in its calculation method.  The discontinuity can cause instability during the pressure matching process and VLP generation and therefore its use is not recommended.

Beggs and Brill

The Beggs and Brill correlation is primarily a pipeline correlation.  It generally over-predicts pressure drops in vertical and deviated wells.

Gray

The Gray correlation gives good results in gas wells for condensate ratios up to around 50 bbl/MMscf and high produced water ratios.  Gray contains its own internal PVT model which over-rides PROSPER's normal PVT calculations.

For very high liquid dropout wells, use a Retrograde Condensate PVT and the Duns and Ros Original correlation.

Petroleum Experts 6

The Petroleum Experts 6 correlation is an alteration of the Petroleum Experts 3 correlation which accounts of the effect that changing water cuts have on the possible shear effects experienced by the fluid.

voron4m 380 12
Июн 16 #9

Что же касается PipeSim (да простят меня его любители), то выбор между B&B или Gray. Притом что ни одна из этих кореляций не подходит к расчету VLP для нефтянных скважин. Остальные кореляции вылетают за No Slip или DRM.

Вложение: 
Leito2008 180 12
Июн 16 #10

Да да, вы правы - в Пайпе выбора нет никакого - от слова совсем, да да...

Мндээ...

 

Neptun 84 13
Июн 16 #11

Если по существу вопроса

"А именно - при росте газового фактора уменьшаются потери по НКТ(по-видимому, из-за уменьшения плотности флюида в лифте) и соответственно наблюдается рост дебита скважины по жидкости. Т.е. при прорыве газа из газовой шапки на таких скважинах ничего страшного не происходит, а даже наоборот. ОФП по газу в местах прорыва существенно снижается, но это не сильно влияет, т.к. много скважин с МГРП."

1. ОФП по газу в местах прорыва должно расти, ОФП по нефти будет падать

2. Много газа прорывается из газовой шапки? Чтобы это понять трассируйте газ из газовой шапки и посмотрите объем этого прорыва в скважины

3. Может быть это похоже чем-то на естественный газлифт. Также например когда давление в ПЗП падает ниже Рнас и выделяется газ, если его выделилось немного, то это будет даже положительно влиять на дебит нефти. Если в этой логике рассуждать, то VFP-таблицы и отображают уменьшение потерь на трение при росте GOR

Leito2008 180 12
Июн 16 #12

Я тезисно:

1. Логично.

2. Объем прорывного газа = объем нефти*ГФ - объем нефти*ГС. Всегда ваш, Кэп.

3. Ну тык. Об чем и писал постами выше. Принцип газлифта и уменьшения потерь на трение при движении ГЖС.

MironovEP 2082 12
Июл 16 #13

Leito2008 пишет:

Я тезисно:

1. Логично.

2. Объем прорывного газа = объем нефти*ГФ - объем нефти*ГС. Всегда ваш, Кэп.

3. Ну тык. Об чем и писал постами выше. Принцип газлифта и уменьшения потерь на трение при движении ГЖС.

 

в п.2 не учитывается  V свободного газа,выделившегося в стволе в процессе разгазирования. цифра наверняка невеликая, но все же

Nickolai 100 13
Июл 16 #14

Leito2008 пишет:

Я тезисно:

1. Логично.

2. Объем прорывного газа = объем нефти*ГФ - объем нефти*ГС. Всегда ваш, Кэп.

3. Ну тык. Об чем и писал постами выше. Принцип газлифта и уменьшения потерь на трение при движении ГЖС.

С логической точки зрения меня на данный момент уже ничего не смущает в данном вопросе. Понятно, что несмотря на уменьшение потерь по НКТ, при прорывах по остальным трещинам МГРП из-за ухудшения ОФП по нефти скважина в итоге умрет.

Для чистоты эксперимента посмотрел более внимательно, что предлагает Prosper. Могу сказать, что для моего конкретного случая корреляция PE2(даже без коэффициентов) подходит немного получше пайпсимовских. Но отличия(и по матчингу и по расчету с VFP) не большие, так что тут можно заключить, что считать VFP можно и там и там, кому как удобно.

Leito2008 180 12
Июл 16 #15

Согласно всем ГОСТам, объем нефти, газовый фактор и газосодержание - это величины, приведенные к ст.усл. Таким образом, раствореннного в нефти газа при движении в подъемнике явно выделится меньше, чем при ст.усл. Так что максимально возможный объем растворенного газа как раз и будет произведением объема нефти на газосодержание. Газовый фактор - также величина приведенная к стандартным условиям. И где же в таком случае тот самый невеликий объем газа? И насколько он невелик, представляете хотя бы? Формула, приведенная в п.2 - учитывает максимально возможное выделение растворенного в нефти газа, приведенное к ст.усл. Все остальное -  газ прорывной. И точка.

Leito2008 180 12
Июл 16 #16

Николай, в самом начале пр настройках методов расчета в пайпе есть волшебный коэффициент задержки и проскальзывания жидкости. С помощью этих коэффициетов можно сматчить (тьфу, не люблю это слово модельеров) - настроить - все что угодно на фактический результат.

Nickolai 100 13
Июл 16 #17

Leito2008 пишет:

Николай, в самом начале пр настройках методов расчета в пайпе есть волшебный коэффициент задержки и проскальзывания жидкости. С помощью этих коэффициетов можно сматчить (тьфу, не люблю это слово модельеров) - настроить - все что угодно на фактический результат.

Спасибо. Я этим активно пользуюсь:)

Go to top