Inflow Control Device-Eclipse

Последнее сообщение
didishnik 5 0
Авг 19

Коллеги приветствую, 

Столкнулся с моделированием устройств контроль притока (ICD-ICV) для выравнивания профиля притока в горизонте. Условия применения, сильно неоднородный коллектор, цель, увеличение добычи в результате, равномерного потягивания воды, предотвращение раннего прорыва.

Вопрос, кто реально сталкивался с моделированием подобных схем заканчивания, и есть ли методики по расчёту дизайна (количество устройств и их характеристики) и моделирование их в Петреле. В петреле множество различных приблуд, автономные, спиральные УКП и тп, я так не получил резулльтата.

Всем успехов

 

PetroleumEng 190 3
Авг 19 #1

Извиняюсь за каламбур, но ICD мне кажется полная лажа. ICV еще как-то помогает. Одно время читал статью по моделированию где автор пытается всеми усилиями доказать полезность устройства, но прирост мизер. Сам пытался смоделировать, в конце оказалось падение давления в горизонтальном стволе не существенное (особенно если диаметр ствола большой). И как вы собираетесь узнать где у вас первым прорвет вода? Норвежцы ставили у пятки скважины считая перепад давления высоким. А вдруг дебит нефти высокий и вода не прорвет, а прибор будет мешать? Лучше конкретно взять и штуцером приглушить с помощью ICV в случае прорыва воды, по факту.

didishnik 5 0
Авг 19 #2

 

PetroleumEng пишет:

Извиняюсь за каламбур, но ICD мне кажется полная лажа. ICV еще как-то помогает. Одно время читал статью по моделированию где автор пытается всеми усилиями доказать полезность устройства, но прирост мизер. Сам пытался смоделировать, в конце оказалось падение давления в горизонтальном стволе не существенное (особенно если диаметр ствола большой). И как вы собираетесь узнать где у вас первым прорвет вода? Норвежцы ставили у пятки скважины считая перепад давления высоким. А вдруг дебит нефти высокий и вода не прорвет, а прибор будет мешать? Лучше конкретно взять и штуцером приглушить с помощью ICV в случае прорыва воды, по факту.

Не надо извиняться, мне интересно, что на самом деле происходит. В статьях всё красиво пишут и моделирует и тп, но в российских реальностяъ не особо популярная тема. А вот с моделированием её я встрял, не получилось сделать.

К твоему вопросу, вода прорывает в самый проницаемом пропластке, просто где такую неоднородность найти вдоль горизонтального участка, я не сталкивался с реальными данными. Эм, по поводу дебита высокого, вода когда-нибудь приходит нет? с нагнеталок или водонапорного, просто если она придёт сразу по всему стволу-ок, а если пятке, то будет обводнять и по нефти падать дебит нет?

PetroleumEng 190 3
Авг 19 #3

Зачем искусственно ограничивать приток нефти?

volvlad 2133 13
Авг 19 #4

PetroleumEng пишет:

Зачем искусственно ограничивать приток нефти?

Цель-то ограничить приток нежелательных воды и газа, а не нефти. Но на практике разделить потоки нельзя, поэтому устройства работают таким образом, что ограничивают притоки из высокодебитных зон. Чем больше приток из отдельной зоны, тем больше штуцерится добыча, тем самым в той или иной степени достигается выравнивание притока вдоль всего продуктивного ствола скважины.

volvlad 2133 13
Авг 19 #5

Ну и по вопросу топика.

На нескольких наших месторождениях имеются многозабойные скважины с устройствами по выравниванию притока, и есть месторождения, где их применение пока в планах, но точно будет реализовано. 

В целом, мы очень довольны результатами, хотя не все было гладко, особенно на первых скважинах.

Всё это прекрасно моделируется в Eclipse и/или IX. Но при моделировании, также очень много тонкостей. Однако, при правильной настройке все считается без проблем. Правда, адаптация таких скважин тот еще геморрой.

По производителям, активно общались с Халиками (они у нас "предпочитаемый" подрядчик), Шлюмами, Tendeka, Innowell и InflowControl. Наилучшие результаты на данный момент у Тендеки c AICD и очень многообещающе выглядит технология DAR от Innowell. В ближайшее время мы планируем ряд тестов по DAR, результатов пока нет.

Ну и по технологиям. Есть 2 основных решения - ICD и автономные AICD. Первые, являются пассивными устройствами, которые по сути просто штуцерят высокодебитный приток жидкости (неважно какой). Автономные устройства в некоторой степени различают характер жидкости в притоке, т.е. могут в большей степени штуцерить зоны в бОльшим содержанием воды или газа, но для их максимальной эффективности нужен контраст в вязкостях, т.е. если вода и нефть имеют примерно одинаковые вязкости, то AICD будет малоэффективными, хотя смогут ограничивать прорывы газа из газовй шапки. Ну и понятно, что и ICD, и AICD будут ограничивать притоки нефти из высокопроницаемых пропластков.

 

Ну и по моделированию, всё делалось в практически автоматическом режиме в Петрел, используя встроенный функционал, без ручной правки дата-файлов. Более конкретно смогу написать позже.

 

didishnik 5 0
Авг 19 #6

vovlad, мощный комментарий, спасибо, жду комментарий по поводу самой реализации. В плане реализации нажеть пару кнопок и всё будет работать как надо это окей, вопрос в схема заканчивания и количестве зонов и устройств притока, хорошо что есть лог проницаемости по которому можно примерно выделить зоны, но опять же вопрос в критериях выделния зон и тп. 

И опять же касательно заканчивания, они как-то мониторят выход и строя и как быстро это можно отследить и заменить, и насколько вообще надежны УКП?

 

Eric_Cartman 125 9
Авг 19 #7

Критика рождается из-за неправильного применения, если вилкой ковырять суп, очень легко придти к выводу, что вилка - то лажа. Надо понимать, где ICD применяются и для чего. Это длинные горизонталки (км и более) с неоднородным коллектором.

а) не надо совать их, если ваш ствол 300м, зачем?

б) если все однородно, тоже не надо совать. Весь смысл - выровнить приток.

в) кто-то до сих пор пытается оценить падение давления в горизонтальном стволе из-за трения ствола. Бросьте, оно такое несущественное, что теряется на фоне неоднородности пласта и уж точно не окупает дополнительного оборудования.

 

П.С. лучше конкретно взять и штуцером приглушить с помощью ICV в случае прорыва воды, по факту. - посчитайте сначала сколько этот штуцер стоит, не каждая скажина окупит. 

 

volvlad,

Халики вам дизайн тоже в Петреле делают? Вроде Netool стандарт индустрии, даже Шлюмы для Лукойла на Каспии используют Netool.

volvlad 2133 13
Авг 19 #8

Eric_Cartman пишет:

Халики вам дизайн тоже в Петреле делают? Вроде Netool стандарт индустрии, даже Шлюмы для Лукойла на Каспии используют Netool.

Да все верно, весь дизайн в NetTool, а потом уже REшники в Eclipse симулируют

didishnik 5 0
Авг 19 #9

​Вложил скрин, как такую картинку получить кто знает?

Vovlad, если сравнить график по добычи нефти накопленной и обводненности, как это выглядит в реальности? добыча в первое время проигрывает с ICD-заканчиванием, но обводненность растёт гораздо медленее в этом случае, и за счёт того, что скважина достигает лимита по обводненности позже, соотвественно, накопленная по нефти больше и мы в плюсе так?

Есть у кого-нибудь реальные схемы заканчивания, чтобы замоделировать, хотя бы посмотреть как это выглядит всё на реальном примере месторождения?

 

volvlad 2133 13
Авг 19 #10

Такую картинку получить немудрено.. Надо задать критерии дизайна, выбрать оборудование и задать его характеристики и автоматический дизайн все сделает за вас. В Петреле есть возможность создания такого рода заканчиваний в Well completion design.

didishnik 5 0
Сен 19 #11

volvlad пишет:

Такую картинку получить немудрено.. Надо задать критерии дизайна, выбрать оборудование и задать его характеристики и автоматический дизайн все сделает за вас. В Петреле есть возможность создания такого рода заканчиваний в Well completion design.

 

БЛАГОДАРЮ!

Go to top