Обоснование обводненности скважин, работающих при циклической экслуатации

Последнее сообщение
JimCarrey 27 3
Ноя 16

Уважаемые коллеги, дико извиняюсь, что отвлекаю Вас, но мб вы мне подскажите путь к верному решению. 

На скважине была проведена обработка (ГТМ).
Остановочный режим
Qн = 2.1 т/сут 
Qж = 10 м3
% = 75 
Ндин = 1906 м
Pзатр= 23.3 атм
Pпл = 175 атм
Pзаб = 38 атм 
Kпр= 0.07
ЭЦН5-50-2050
 На рассматриваемой скважине был достигнут эффект, продуктивность скважины увеличилась в 2 раза. До проведения обработки были даны рекомендации по установке насоса с расходной характеристикой 25 м3/сут вместо 50 м3/сут, ввиду отсутствия большего потенциала. Насосы на 25 м3/сут были в наличии, но "прекрасными" технологами по какой-то "прекрасной причине было принято "прекрасное решение" оставить насос на 50 м3/сут. На текущий момент скважина работает с такими параметрами 
Текущий режим после 3 месяцев работы
Qн = 4.8 т/сут 
Qж = 21 м3
% = 73 
Ндин = 1787 м
Pзатр= 27 атм
Pпл = 175 атм
Pзаб = 44 атм 
Kпр= 0.16
ЭЦН5-50-2050
И получилось так, что скважина начала работать в режиме циклической эксплуатации 5 на 5 минут. Вопрос заключается в обводненности, по регламенту (регламент для скважин работающих в посттоянном режиме!!!) нашей самой прекрасной и всемогущей нефтедобывающей компании в РФ оператор должен производить дренаж перед отбором пробы, что он и делает и отбирает пробу в конце цикла. При данном режиме работы отбор флюида из затрубного простанства насосом не может полностью заместить жидкость в НКТ (примерно за цикл 200-300 листров). Отбор полного цикла из 7 проб за все время работы показал такие интересные результаты 9, 16, 21, 24, 42, 55, 73 (среднеевзвешанное значение около 33%). 
Вопрос: Как правильно и рельно оценивать обводненность добываемой продукции на скважине в данном случае? Как объяснить представителям еще и следующий фактор, что относительно остановочных параметров работы не достигнут полный потенциал (запас по забойному), что в свою очередь ведет к невыполнению заявленных +3 тонны нефти/сут?

Иван007 865 9
Ноя 16 #1

Для 100% оценки обводнённости (фактической) есть только один вариант, поднять насос отсвабировать скважину до установившегося режима и потом пробоотборником отобрать глубинную пробу с проведением гидродинамических исследований или записать геофизиками расходомер с влагомером для оценки работающих интервалов и обводнённости, опять же надо поднимать насосное оборудование.

Другие варианты дают оценку обводённости с тем или иным процентом точности:

1. Ваш вариант наиболее распространён - неустраивает.

2. Отработать скважину на емкость в течении суток на двух режимах (предложенном Вами и на котором она работает) определить объём жидкости из этого объёма определить количество воды и нефти. 

3. Остановить скважину на исследования КВД спустить прибор в НКТ оставить его над насосом, после записи КВД провести поинтервальный замер для распределения жидкости по стволу, на двух режимах, расчитать дебит и объёмы жидкости и обводнённость.

Иван007 865 9
Ноя 16 #2

Забыл ещё отметить, что существуют ряд программ, которые по определённым параметрам смоделируют данный процесс и с тем или иным процентом точности выдадут результат.

Krichevsky 526 10
Ноя 16 #3

Насчет 100% способов не согласен.

Вода и нефть расслаиваются, куда спустите пробоотборник - ту фазу и получите. То же касается ПГИ - определить по ним расходное содержание фаз при таких дебитах нереально. Оценка будет еще менее точной, чем есть сейчас. На забое вода, притекает вода, через нее тихо булькает нефть - что определит стандартный комплекс ПГИ? В лучшем случае рапределение объема притока. По составу - только на качественном уровне.

100% способ это как раз замер на емкость или если есть обратный клапан - остановить насос и прописать в НКТ раздел нефть/вода когда он устаканится (как будто используем пробоотборник размером с НКТ).

Иван007 865 9
Ноя 16 #4

Krichevsky пишет:

Насчет 100% способов не согласен.

Вода и нефть расслаиваются, куда спустите пробоотборник - ту фазу и получите. То же касается ПГИ - определить по ним расходное содержание фаз при таких дебитах нереально. Оценка будет еще менее точной, чем есть сейчас. На забое вода, притекает вода, через нее тихо булькает нефть - что определит стандартный комплекс ПГИ? В лучшем случае рапределение объема притока. По составу - только на качественном уровне.

100% способ это как раз замер на емкость или если есть обратный клапан - остановить насос и прописать в НКТ раздел нефть/вода когда он устаканится (как будто используем пробоотборник размером с НКТ).

Я не буду спорить просто останусь при своём мнении....так как это проводилось на практике....при спуске пробоотборника на 20 метров выше дыр перфорации, но конечно капиляр надо подбирать, но сейчас появились более современные проботборники. Дебит 25 м3, даже для простого расходомера достаточен. У каждого свой опыт.

Иван007 865 9
Ноя 16 #5

Байпасные системы (Y-Tool), сейчас очень модны для этих целей но дороги...

ilu6ka1534 93 10
Ноя 16 #6

Тратить 2 миллона чтобы ориентировочно (+-20%) оценить обводненность  через Y-tool это очень "круто". Все таки замер на емкость в 10 раз дешевле и точнее.

Go to top