Окт 07
Какие есть особенности в интерпретации ГДИ (КПД, КВД) газоконденсатных скважин? чем отличается от нефтяных скважин?
во всех источниках инфо либо только по нефтятным, либо по нефтяным и газовым скважины. По газоконденстаным ничего - есть какието принципальные отличия, или интерпретируются как обычные газовые скважины?
Буду рад если дадите какието ссылки на литарутуру.
Опубликовано
29 Окт 2007
Активность
39
ответов
7756
просмотров
14
участников
0
Рейтинг
Интерпретируй как газовые скважины, поскольку конденсат образовывается только в скважине, а приток к скважине газовый. Так что считай псевдодавления и по аналогии с нефтяными месторождениями. Только там формулы немного разнятся. А вот на счт книжки - извини, есть только в бумажном варианте, название точно не помню (счас в командировке)
Спасибо за ответ. мне важно было узнать есть ли какието принципиальные особенности интерпретации ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ скв в отличие от ГАЗОВЫХ. А литературы по газовым скв у меня полно. Ещё раз спасибо
А если имеетеся нефтяная оторочка?
Если работала нефтью, частично, то скорее всего стандатные инструменты (Pan System, Sapphire) не подойдут. Видимо придется матчить в Eclipse или VIP. Но я себе не представляю, чтобы газовая скважина существенно работала (или вообще работала) еще и нефтью из оторочки.
Если на забое жидкая фаза, то возможны следующие ситуации:
1) либо приток идет по всей мощности пласта, но непосредственно в скважину поступает через мощность выше колнны жидкости
2) пропластки перекрытые жидкостью просто не работают. Тогда все выше жидкости и есть эффективная мощность.
Я, к сожалению, не знаю, что Вы используете для анализа скважин, но в своем софте воспользовался бы моделью частичного вскрытия для случая 1. При этом нужно знать, где голова колонны этого "непонятно чего на забое" и быть уверенным, что непосредственно пласт работает по всей мощности.
В случае же если "непонятно что" просто не выносится, в силу того, что эта часть пласта просто не работает (вариант 2), то эффективная мощность будет только выше колонны "непонятно чего".
Откуда мысли, что жидкость не выносится с забоя? Если домыслы, то попробуйте следующее:
1) рассчитать критерий Тёрнера - это можно сделать руками по формуле, либо в ПО, например, Prosper от Petex
2) посмотреть гидродинамический каротаж (если есть) - термокондуктивную и механическую расходометрии, барометрию. Есть вероятность увидеть барботаж из пропластков перекрытых колонной флюида. Даст пищу для размышлений о том работают они или нет.
Запасы обсуждаются в другой ветке, по причине огромного количества нюансов. Напишите в ветку с запасами, желательно поподробнее, есть вероятность, что помогут.
а можно узнать, кто нибудь проводит своими силами газоконденсатные исследования (на содержание конденсата и замер дебита) через установку ГКИ ??? И с помощью каких программ вы интерпретируете данные ГДИ газоконденсатных скважин?
Замер содержания конденсата на поверхности это конечно хорошо, но ничто не заменит глубинные пробы и их полноценный анализ. Интерпретация поверхностных данных совсем не тривиальная задача допускающая множество решений.
Новатэк тоже проводит ГКИ через свои установки. С Новопашиным мы тоже знакомы
думал может кто то еще этим занимается
To VIT
На мой взгляд, глубинные пробы и работа на сепаратор (или расходомер) являются дополнением друг друга, а не заменителями. Я думаю, что vostochka93 также понимает это. Единственное, хотел узнать, что вы подразумевали под фразой:
To vostochka93
В России, насколько я помню, конденсат добывают только 2 конторы - это Новатек и Газпром. Почему-то других вспомнить не могу. Может быть, потому что их нет?
То, что дальнейшая рекомбинация может дать совсем не тот флюид что есть в пласте и не позволит правильно спланировать разработку. И этому есть несколько факторов:
- полученные данные будут зависить от условий работы сепаратора и это может помешать сравнивать разные пробы с одной или нескольких скважин
- ГФ и получаемый конденсат могут меняться во времени по своим свойствам
- конденсация может начаться еще в пласте
- в пласте может присутствовать ГНК
- процедурные вещи могут испортить весь анализ (например откуда сливать конденсат, как замеряется ГФ и т.д.)
Глубинные пробы во многом лишены этих недостатков, хотя и не полностью.
To VIT
На мой взгляд, глубинные пробы и работа на сепаратор (или расходомер) являются дополнением друг друга, а не заменителями. Единственное, хотел узнать, что вы подразумевали под фразой:
"Интерпретация поверхностных данных совсем не тривиальная задача допускающая множество решений"
[b]
То, что дальнейшая рекомбинация может дать совсем не тот флюид что есть в пласте и не позволит правильно спланировать разработку. И этому есть несколько факторов:
- полученные данные будут зависить от условий работы сепаратора и это может помешать сравнивать разные пробы с одной или нескольких скважин
- ГФ и получаемый конденсат могут меняться во времени по своим свойствам
- конденсация может начаться еще в пласте
- в пласте может присутствовать ГНК
- процедурные вещи могут испортить весь анализ (например откуда сливать конденсат, как замеряется ГФ и т.д.)
Глубинные пробы во многом лишены этих недостатков, хотя и не полностью.
[/quote]
Могу сказать что в большинстве случаев отбор глубинных проб в газоконденсатных скважинах не представляется возможным по целому ряду причин. Либо пробы частенько оказывается непредставительными, так как каждый пробоотборник показывает разные данные как будто их отобрали не в одной точке. Решение этой проблемы обычно происходит при помощи PVT исследований, в свою очередь по данным PVT можно скорректировать данные глубинных проб и наоборот. Так же при помощи PVT можно провести рекомбинацию устьевой пробы к пластовым условиям. Но для этого необходимо как минимум соблюсти 2 условия
1. Корректно отобрать устьевую пробу (флюида и газа)
2. Корректно замерить пластовые условия и ГФ.
Ну если пользоваться ВПП-300, то очень может быть
Я говорю про глубинные пробы с использованием MDT/RFT и т.д.
А что такое MDT/RFT, поясните плиз
To Alex_ii
Был у меня небольшой отрицательный опыт с новыми технологиями. Заказчик (одна из крупнейших нефтяных компаний мира) принес на проект результаты глубинки. Начали смотреть, все нормально, отчет хороший, цифры ложатся один в один - в общем все зашибись. Но вот газовый фактор мне покоя не давал. Вроде цифра нормальная, но мне не нравится, хоть тресни. Начал смотреть по соседям и обнаружил, что у всех газовый фактор на тех-же пластах в 2-3 раза больше. В общем когда разобрались, то оказалось, что они глубинку не довезли. Разгазировали по дороге.То есть, по моему мнению, неважно, какое оборудование ты используешь, все равно везде человеческий фактор есть в большей или меньшей степени и его необходимо учитывать
млинн, извините уж за эмоции, какие вы тут все крутни, какие-то страшные названия пихаете с приборами и т.д. Я вот работаю в крошечной организации в Новом Уренгое - РК-100 (может кто случайно слышал), так вот, у нас вообще все это добро считается в экселе, причем с такими допущениями, потому как постоянно приходится все дорисовывать и подстраивать (для приведения в соответствие с желаниями заказчика). Пользуемся до сих пор ВПП-300 и КСА-А2. Я это к чему, собственно говоря, в соседней ветке которую создал пишу про проблемы с дипломом. Это жесть - с учетом что на руках такой мизерный объем материала (Причем полученные еле-еле в НГДУ) то вообще мне ваши страшные разговоры сказкой кажутся. Мне бы ваш объем исходных данных. А защита уже 5 июня - я в шоке. Даже не знаю с какой стороны к теме подойти. Руководитель написал какой-то страшный план, типа: Физико-геологические предпосылки для гидродинамических исследований, Геофизические методы выбора объектов для гидродинамических исследований, Цель гидродинамический исследований и их технология, Геофизические методы определения измеренных параметров при наличие эталонных. Вот сижу и уже чуть не плачу над этим ужасом, когда в руках только "Руководство по исследованию скважин" (Ремизов, Зотов) и "Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов" (Ипатов, Кременецкий) да вымученные всеми правдами и неправдами портянки А3 с результатами исследований 90-х годов. В которые смотрю и страшно становится. ( Помогите материалом или советом как с этим бороться. Уже надоело учиться таким образом. Извините, наболело.
Чего подкинуть-то? Материалов дома нету (я на выходных), а какой-нибудь литературки по ГДИС могу. Почту в личку.
Подскажите интепретация газоконденсатной скважины имеет какие то ньансы при обработке в сапфире, как задавать PVT параметры по варианту 1 или по варианту 2, или разницы нет и оба эти варианта друг друга дополняют?
вариант 1
вариант -2
Ну ты так и так попробуй! Сравни результат! Возможно отличий не будет.
В первом случае речь идет о газе в пласте при добыче конденсата и газа, во втором случае когда конденсат образуется в пласте (не в скважине) и идет 2-х фазная фильтрация.
*Понравился перевод "мертвая нефть", хоть не назвали ее дохлой
А разве они не отделились в самостоятельную организацию? Я имею ввиду промысловые исследования в Геодате. По слухам, там с уходом прежнего директора отряды тоже перешли. Да, группы действительно, квалифицированные. А вот счет PVT в Геодате-не знаю, но установки не наши, вражеские
Согласен с VITом. Можно использовать как "сухой газ", так и "конденсат". Но лучше хотя бы примерно знать, где происходит конденсация, в пласте или в скважине. Если это используется для определений параметров пласта, надо смотреть однофазная там область или происходит конденсация, в зависимости от этого использовать первый или второй вариант, ИМХО. И какая-то непонятность с поверхностным весом газа и жидкости в первом варианте. При одинаковых ед.измерения, они должны порядка на 3 отличаться.
Помнится, в одном переводе тоже писали что "hydrocarbonic structure" это "гидрокарбонатные структуры", жесть, что сказать... А "dead oil" еще неподвижной нефть называли 
Советую читать в оригинале...
У меня более старая, нерусифицированная версия, но думаю пусть лучше такая, чем такой перевод
Ну ты так и так попробуй! Сравни результат! Возможно отличий не будет.
В том то и дело что отличия были..
Спасибо за ответы , теперь более менее все встало на свои места..., да с поверхностым весом газа сижу эксперементирую ), в PVT данных проблем нет )
еще вопросик.. при обработке ГК скважины, дебит указывать газа сепарации или.. смеси..
Коллеги.. вопрос такой, практический. исследуем газоконденсатную скважину по советской схеме через газосепаратор вертикальный со сливом конденсата в емкость. давление сепарации регулируем штуцером на входе и шайбой на линии выхода газа сепарации. исследователи так же регулируют давление сепарации сливной задвижкой (по стабильному конденсату).. Правильно ли это? я считаю что сливная линия должна быть всегда открыта и регулируем только шайбами..
да, согласен.. как то раньше над этим не задумывался. спасибо
Помогите пожалуйста с моделью, ни одна не ложится так чтобы повторяла в точности..., особенно если проницаемость положить на второй участок, елси положить на первый участок то можно положить радиально - композитный______5.JPG