Разработки пластов с газовыми шапками

Последнее сообщение
STI10 20 0
Янв 18

Добрый день коллеги!

Интересует вопрос разработки пластов с газовыми шапками, а именно имеющийся опыт и литература.

Будет интересна любая информация.

volvlad 2066 11
Янв 18 #1

Все зависит от того насколько большая шапка.

Ну а  основной принцип - бурим горизонталки в нефтяную часть, желательно с ICD/ICV, для выравнивания депрессии и предотвращения прорывов газа из шапки.

STI10 20 0
Янв 18 #2

В SPE128603 встретил такую штуку:

gsh.png

STI10 20 0
Янв 18 #3

Возможно ли реально структурировать подобные объекты по тем или иным параметрам? (Речь не идет о шаблоне, а скорее о направлении куда стоит "копать"). И на какие факторы еще стоит обратить внимание?

 

Рушан 472 11
Янв 18 #4

СТИ10, в свое время была лекция СПЕ Rahim Masoudi "How to get the most out of your Oil Rim Reservoirs?". Можно ее посмотреть. Есть и статья, которая где-то пересекается с его SPE 159564.

tiga 41 9
Янв 18 #5

volvlad пишет:

 

 горизонталки  с ICD/ICV, для выравнивания депрессии и предотвращения прорывов газа из шапки.

А какое это заканчивание скважины?

GRR 428 2
Янв 18 #6

tiga пишет:

volvlad пишет:

 

 горизонталки  с ICD/ICV, для выравнивания депрессии и предотвращения прорывов газа из шапки.

А какое это заканчивание скважины?

Интеллектуальное :)

Халловская картинка прекрасно показывает:

https://rogtecmagazine.com/%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0...

Вложение: 
STI10 20 0
Янв 18 #7

Всем спасибо за ответы, буду разбираться.

Krichevsky 426 8
Янв 18 #8

Сдается мне, что такое заканчивание как на картинке - управляемые клапана, привод проходит через пакеры - будет стоить как самолет. Я думаю, это чисто оффшорная тема - с их дебитами и проницаемостями (как в петронасовской презе - 4.5 килобарреля на депрессии в 15 psi), а главное с их капзатратами. Это я к тому, что все эти умные палетки - тут бури, тут не бури - нужно считать под конкретную экономику. Или строить их от нормированных экономических показателей.

GRR 428 2
Янв 18 #9

Krichevsky пишет:

Сдается мне, что такое заканчивание как на картинке - управляемые клапана, привод проходит через пакеры - будет стоить как самолет. Я думаю, это чисто оффшорная тема - с их дебитами и проницаемостями (как в петронасовской презе - 4.5 килобарреля на депрессии в 15 psi), а главное с их капзатратами. Это я к тому, что все эти умные палетки - тут бури, тут не бури - нужно считать под конкретную экономику. Или строить их от нормированных экономических показателей.

это само собой

имел с ними дело на шельфе Сахалине и в Персидском заливе

говорят, в Сибири тоже применяется, вопорос - насколько широко и где именно?

"Halliburton: Разработка большинства газовых и газоконденсатных месторождений должна начинаться со строительства интеллектуальных скважин при наличии такой возможности. В этом случае компания-оператор получает всю необходимую информацию по резервуару уже на самом начальном этапе его разработки. Примеры использования систем мониторинга на начальном этапе разработки мы можем наблюдать в ЯНАО, а также на морских скважинах Сахалина и Каспия. В дальнейшем, при грамотном использовании полученной информации и с учетом возможности эксплуатации скважин на разных режимах, компании-оператору удастся предотвратить множество проблем, которые могут возникнуть на более поздних этапах разработки. Также необходимо отметить, что технология интеллектуального заканчивания активно развивается, и наряду с повышением надежности систем происходит оптимизация затрат, необходимых для их производства и монтажа, что безусловно положительно влияет на перспективы их внедрения. "

STI10 20 0
Янв 18 #10

Krichevsky пишет:

Сдается мне, что такое заканчивание как на картинке - управляемые клапана, привод проходит через пакеры - будет стоить как самолет. Я думаю, это чисто оффшорная тема - с их дебитами и проницаемостями (как в петронасовской презе - 4.5 килобарреля на депрессии в 15 psi), а главное с их капзатратами. Это я к тому, что все эти умные палетки - тут бури, тут не бури - нужно считать под конкретную экономику. Или строить их от нормированных экономических показателей.

Конечно экономика является ключевым параметром, поэтому я и написал о том, что я не ищу шаблон. Критерием истины всегда является эксперимент, экспериментом можно назвать разработку аналогов о чем собственно и был мой вопрос. Все варианты не просчитаешь, соответственно нужна точка опоры, эти точки я сейчас и ищу.

panchik 208 7
Янв 18 #11

На одном из семинаров ГКЗ/ЦКР пару лет назад обсуждали идею одновременной добычи газа из газовой шапки и нефти из оторочки. Такой подход позволяет избежать или задержать прорыв газа в нефтяные скважины с одной стороны, и снижает пластовое давление с другой стороны. Снижение пластового давление не очень хорошо сказывается на добыче нефти.
Придерживаюсь мнения, что необходимо проводить расчеты всех сценариев разработки, в том числе и одновременной добычи.

Eugene 554 11
Янв 18 #12

Не забывайте, что кроме подземной части есть наземная инфраструктура. Если нет инфраструктуры под газ, то вопрос куда его девать становится очень болезненным, не смотря на возможную пользу с точки зрения разработки...

panchik 208 7
Янв 18 #13

Eugene пишет:

Не забывайте, что кроме подземной части есть наземная инфраструктура. Если нет инфраструктуры под газ, то вопрос куда его девать становится очень болезненным, не смотря на возможную пользу с точки зрения разработки...

А попутный газ никуда не надо девать? Конечно, строительство трубопроводов разного диаметра стоит по-разному, поэтому я и считаю, что надо моделировать и смотреть экономику и коэффициенты извлечения. Одновременная разработка может повысить КИН.

Есть кто из ЦКР? Заставляют рассматривать одновременную эксплуатацию в проектах разработки и техсхемах в наших госорганах?

Eugene 554 11
Янв 18 #14

panchik пишет:

А попутный газ никуда не надо девать? Конечно, строительство трубопроводов разного диаметра стоит по-разному, поэтому я и считаю, что надо моделировать и смотреть экономику и коэффициенты извлечения. Одновременная разработка может повысить КИН.

Для компании профит - это нефть, попутный газ - неизбежное зло, а газ ГШ - нежелательная нагрузка.

panchik 208 7
Янв 18 #15

Eugene пишет:

Для компании профит - это нефть, попутный газ - неизбежное зло, а газ ГШ - нежелательная нагрузка.

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

GRR 428 2
Янв 18 #16

panchik пишет:

Eugene пишет:

Для компании профит - это нефть, попутный газ - неизбежное зло, а газ ГШ - нежелательная нагрузка.

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

Я тоже сразу об нем вспомнил,

но тут наверное все же следует вести речь о газовых (в основном) месторождениях (Лунское) и о нефтяных месторождениях с газовой шапкой (обсуждаемый пример, наверное).

И там сразу становится ясно - где и что зло.

Kolos 203 9
Янв 18 #17

А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.

GRR 428 2
Янв 18 #18

Kolos пишет:
А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.

Собственно СахЭнерджи такое тоже практикует на Астохе

STI10 20 0
Янв 18 #19

panchik пишет:

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

Не знаком с этим месторождением, но думаю оно в параметры этой палетки входит. Зло и профит как раз определяется процентным соотношением запасов и эффективной толщиной (но и еще кучей других параметров). 

STI10 20 0
Янв 18 #20

Kolos пишет:
А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.

Такие решения принимают исходя из экономических соображений (обустройство, наличие "трубы", потребность). Если месторождение приемущественно нефтяное, то эти пару миллионов кубов никому не нужны, а вот кондер добыть и КИН достичь - это интересно.

panchik 208 7
Янв 18 #21

GRR пишет:

Kolos пишет:
А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.

Собственно СахЭнерджи такое тоже практикует на Астохе

Уже давно не практикует

panchik 208 7
Янв 18 #22

STI10 пишет:

panchik пишет:

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

Не знаком с этим месторождением, но думаю оно в параметры этой палетки входит. Зло и профит как раз определяется процентным соотношением запасов и эффективной толщиной (но и еще кучей других параметров). 

Зло и профит определяется по результатам расчетов, а не по палетке. Палетка только для первичной оценки.

Eugene 554 11
Янв 18 #23

panchik пишет:

Eugene пишет:

Для компании профит - это нефть, попутный газ - неизбежное зло, а газ ГШ - нежелательная нагрузка.

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

Утверждение относилось только к нефтяным объектам разработки.
Как правильно указали в комментариях для газовых и газоконденсатных - ситуация переворачивается.

Eugene 554 11
Янв 18 #24

panchik пишет:

STI10 пишет:

panchik пишет:

В Сахалин Энерджи на Лунском месторождении нефтяная оторочка является неизбежным злом, а основной профит это газ. И таких ситуаций как говна за баней.

Надо не обобщать, а считать.

Не знаком с этим месторождением, но думаю оно в параметры этой палетки входит. Зло и профит как раз определяется процентным соотношением запасов и эффективной толщиной (но и еще кучей других параметров). 

Зло и профит определяется по результатам расчетов, а не по палетке. Палетка только для первичной оценки.

Далеко не всегда принимается то, что показывают "правильные" расчеты. Любые расчеты можно сдвинуть в сторону более удобного для всех сторон результата. Неопределенности в данных могут обернуться крайне неприятными последствиями для изначально кажущегося "правильного" расчета.
У нас много месторождений с "пограничными" объектами разработки: учитывать конденсат в ГШ или нет или учитывать нефтяную оторочку или нет.
Для таких объектов сложно обосновать, что будет "правильным" вариантом.

GRR 428 2
Янв 18 #25

panchik пишет:

GRR пишет:

Kolos пишет:
А есть ещё закачка сухого газа в газовые шапки для ппд и для отработки конденсата и выпаривания нефти. Чайво как пример. В последней фазе сдувание гш.

Собственно СахЭнерджи такое тоже практикует на Астохе

Уже давно не практикует

сжигают все в факеле нынче? там были интересные моменты с распростаранением искуственной газовой шапки..

как насчет обеспечить Южный газом из 23-го пласта? Витали такие идеи в свое время..

Belle 82 11
Мар 18 #26

в зависимости от размеров шапки и оторочкиб свойств пласта, активности аквифера, ограничения поверхностного оборудования... 

1) добывать нефть и отложить разработку газовой шапки на потом (и или бурить доп скважины в газовую шапку или пусть добывается из существующих) 

2) добывать одновременно  

а) горизонтальные в оторочку + добывающие в газовую шапку - тут варианты будут как расположить горизонтальные скважины  в нефтяной зоне ближе к OWC  или GOC например. Плюс какие дебиты оптимальны ка для нефтяных скважин так и для газовых. 

в) какие ограничения по уровню добычи газа - скважины в нефтяной зоне будут работать с высоким газовым фактором, особенно близкие к контакту.

3)  recycling когда в нефтяной части добывающие горизонталки а в газовой шапке помимо добывающих есть еще инжекторы закачивающие газ

 

много думать можно) 

 

Go to top