Фев 20
Привет друзья,
Существуют ли для газовых скважин какие-нибудь экономические пределы по добычи, как для нефти, например, 1-10 м3/сут добычи по нефти и обводненность 90-98 %. Понятно, параметры подбираются исходя из расчётов и так далее, если рассматривать шаблонные значения, то какие они для газа?
Спасибо.
Опубликовано
11 Фев 2020
Активность
24
ответа
2998
просмотров
9
участников
9
Рейтинг
Вроде устьевое давление обычно, вернее скорость газа должна быть такой чтобы выносилась вода - 1м/с или там 10м/с или водогазовый фактор должен быть там не менее 5000м3 газа на 1т воды. Иначе будет задавлена водой и скважина будет остановлена.
Иногда используют реагенты чтобы продлить срок эксплуатации.
Благодарочка.
По поводу продления срока, если уж вода пошла, то уже ничего практически не сделаешь, проще отсрочить приход воды на начальном этапе, как мне кажется.
Читал топик с реагентами, интересно, я как раз пытаюсь увеличить КИГ на залежи с подстилающей водой с помощью обратного конуса, результаты так себе на самом деле. Про обратный конус никто не упоминал в топике, видимо, метод не очень популярен.
Минимальный дебит газовых скважин достаточно сильно разнится для разных скважин в зависимости от содержания воды, диаметра tubing-а, минимального давления на сепараторе.
На оффшоре не редки случаи, когда минимальный дебит скважин составляет 200-500 тыс кубов в сутки.
Вообще все индивидуально и просчитывается в симуляторых типа OLGA, и в Проспере можно оценить.
Спасибо Владимир,
Понятно что всё индивидуально, я интересовался по поводу каких стандартных шаблонов, для быстрой-грубой оценки. Минимальный дебит 500 это сильно. конечно.
В качестве примера, один из вариантов оценки минимального (технического) дебита. Минимальный дебит определяется через Turner velocity, который на кривой VLP определяется в месте где производная равна нулю (горизонтальная касательная).
Спасибо за ответ.
Скорость на забое минимальная около 0,4 м/с и на устье не больше 20 м/с, это у нас регламент такой.
Про метод касательной я слышу впервые, на графике отображены кривые на разных диаметрах НКТ и ВГФ?
Школьный курс алгебры за 9ый класс: поиск экстремумов функции от одной переменной ))
Да блин, про метод касательной применительно к скорости газа, вот так правильней )
Да неважно, можно хоть диффенцируемые многообразия строить на женских грудях по тому же принципу, математика - штука универсальная ))
молодец
Если добавить гладкое векторное поле, то получится причесанная шерстяная грудь - но это не для слабонервных зрелище, так что обойдёмся без векторов
=D
Если рассматривать просто экономику то скорее всего где себестоимость пересекаема с ценой продажи. Если себестоимость 140 $ за тыс. м3 а на европейских хабах уже продажа 100$ то добыча уже теряет смысл
Случайно наткнулся на классификацию по Конторовичу А. Э. и др., 1975.
Дебит нефти, т/сут Дебиты газа, м³/сут
1 высокодебитная более 100 более 1 млн
2 среднедебитная 10 — 100 100 тыс. — 1 млн
3 низкодебитная 2 — 10 20 тыс. — 100 тыс.
4 непромышленная менее 2 менее 20 тыс.
Да для примера привел несколько вариантов для разных ВГФ и устьевых давлений.
Я бы рассматривал периоды компрессорной эксплуатации , в существующей инфраструктуре от минимально возможных устьевых давлений , в проектируемом комплексе - в зависимости от возможного снижения давления на устье и необходимой для этого мощности дожимной компрессорной станции.
Я понимаю, что всё упирается в экономику. Вопрос относится к грубой оценке, когда нет ещё экономической модели и тд, оценка на уровне здравого смысла, так сказать.
Это из pipesima график или prosper?
Из Проспера
На газовых месторождениях понятия "экономический предел" для скважины не существует, есть только технический предел. Газовые месторождения разрабатываются а) кластерно, б) без всяких лифтов. То есть пока кластер держит полку для ГПЗ или обеспечивает минимальный обьем для КС, в нем работают все скважины, независимо от выдаваемого дебита. Соответственно, когда эти условия не выполняются, абандонят весь кластер, независимо от дебита индивидуальных скважин.
Возможны варианты ввиде компресии на кластере, изменения системы сбора за счет новых платформ/кустов/соседних месторождений.
по сеноману западной сибири: 70 -100 тыс.м3/сут при критичном расходе жикости 8-15 м3/сут. диапазоны самозадавливания примерно такие.
Для сеномана Уренгоя - вышеизложенные цифры уже давно не актуальны, изменения в системе ДКС и МПК привели к снижению давления на устьях. В общем случае предел технологической возможности работы газовой скважины определяется именно что экономикой. По поводу выноса жидкости - есть же и периодические продувки, и ПАВы, и газлифт, даже МКУ... Чисто теоретически при грамотной разработке срок службы газовой скважины составляет не менее 90 лет...
Хорошо, когда "на земле" стоимость продувок низкая, относительно эффекта. На оффшорных проектах, такие операции могут стоить достаточно дорого, особенно если это подводный комплекс добычи (subsea template) и если затраты не окупают добытый газ, то приходится останавливать. Пару-тройку первых продувок может ещё и удасться окупить пока дебиты газа позволяют, но не более.
А вот кстати, интересно, что на офшорах применяют на ПДК? Газлифт, плунжер, хитрый насос? Из наших только Киринка на ум приходит, но там до проблем пока что далеко...