Малодебитные нефтяные скважины

Последнее сообщение
Ishkulova92Aigul 3 0
Мар 18

Здравствуйте.

Такая ситуация: в ОНГКМ среди газовых скважин эксплуатируются одна кучка нефтяных малодебитных скважин. У них кольцевой шлейф, т.е. один шлейф для нескольких скважин. Для выбора оптимально режима они применяют установку ПЭКИОС, т.к. она мериет дебиты отдельно для каждой скважины - это им нравится в ней. Но для них это дорого, по их словам. Вот если там провести замеры КВУ, можно ли рассчитать дебиты, уровни, замеряя только давление во времени. Или все таки лучше ходить прибором вверз-вниз меряя уровни? может кто то уже занимался таким, поделитесь опытом пожалуйста!

Master_S 79 10
Мар 18 #1

Не фига себе кучка :) Там около 200 скважин. И каждая дает от10 до 20 тонн безводной нефти. Основная проблема на месторождении - сероводород. Из всех способов эксплуатации прижился только газлифт со своим высоким МРП. Сероводород вызывает охрупчивание металлов. Спасают только спецсплавы. отечественная проволока через несколько спусков ломается как зубочистка. Вы предлагаете проводить КВУ. А как проводить КВУ на газлифтных скважинах, которые оборудованы пакерами? Еще одна проблема - при КВУ часть газа стравливается в атмосферу. А если у вас откажет клапан автоматического уровнемера и весь газ из ЗП уйдет в направление ближайшей деревни? Вот поэтому там делают постоянно замер забойного давление с обязательным замером профиля давления и температуры по стволу НКТ (определяем точку ввода газа). Дебит нефти и газа замеряли раньше ПетроТестом - .И что значит дорого? Как сказали коллеги из Fekete - Good measurements cost money. Bad ones cost more!

Ishkulova92Aigul 3 0
Мар 18 #2

Master_S пишет:

Не фига себе кучка :) Там около 200 скважин. И каждая дает от10 до 20 тонн безводной нефти. Основная проблема на месторождении - сероводород. Из всех способов эксплуатации прижился только газлифт со своим высоким МРП. Сероводород вызывает охрупчивание металлов. Спасают только спецсплавы. отечественная проволока через несколько спусков ломается как зубочистка. Вы предлагаете проводить КВУ. А как проводить КВУ на газлифтных скважинах, которые оборудованы пакерами? Еще одна проблема - при КВУ часть газа стравливается в атмосферу. А если у вас откажет клапан автоматического уровнемера и весь газ из ЗП уйдет в направление ближайшей деревни? Вот поэтому там делают постоянно замер забойного давление с обязательным замером профиля давления и температуры по стволу НКТ (определяем точку ввода газа). Дебит нефти и газа замеряли раньше ПетроТестом - .И что значит дорого? Как сказали коллеги из Fekete - Good measurements cost money. Bad ones cost more!


Вы скорее всего говорите о 200 скважинах на восточном участке ОНГКМ. Я же говорю о приблизительно 60 скважинах находящихся на гп-10. Они не все там с пакерами. И говоря о замере Рзаб в пакерных, то я бы мерила не именно на забое, а ближе к нижнему клапану через которую будет идти газ. Ранее мы проводили там уровенные замеры нефти, замеряя уровни нефти и воды до и после подачи АГ. И на этой основе давали оптимальный режим. Но это было в 2006 г. Просто сейчас хочется улучшить работы, дать более точную и новую информацию. И порто-тест предназначен для газовых скважин, до сих пор используют. А ПЭКИОС для нефтяных.

Go to top