Ниже перфорации

Последнее сообщение
Насос Насосович 43 14
Окт 08

Коллеги, нужен квалифицированный ответ на несложный вопрос...
Что происходит в скважинах ниже (имею ввиду значительно ниже) уровня перфорации. То, что скорости движения флюидов там значительно меньше это понятно. А что еще можно сказать про этот интервал в скважинах. wacko.gif

kochichiro 943 15
Окт 08 #1

Насос Насосович пишет:

Коллеги, нужен квалифицированный ответ на несложный вопрос...
Что происходит в скважинах ниже (имею ввиду значительно ниже) уровня перфорации. То, что скорости движения флюидов там значительно меньше это понятно. А что еще можно сказать про этот интервал в скважинах. wacko.gif

Смотря какая была глубина скважины, например бурили 3300, проперфорировали 3250-3270 получили воду, поставили цементный мост (искуственный забой). Поднялись проперфорировали 3090-3110 получили нефть. Пространство над мостом обычно называют зумпфом по аналогии со специально забуриваемым ниже интервала продуктивного пласта углублением. Туда падает всякое гавно: обломки инструмента, глубинные приборы и т.д. и т.п. Ничего особенного обычно там не происходит, за исключением того, что такие зумпфы увеличивают коэффициент влияния ствола скважины и его продолжительность (тот самый пресловутый wellbore storage) при гидродинамических исследованиях скважин. Связано это с тем, что вместо того, чтобы поступать в НКТ нефть падает в зумпф, в результате время восстановления уровня в колонне лифтовых труб возрастает. На графике производной в периоде влияния ствола скважины могут возникнуть характерные бугры, которые впоследствие могут быть неправильно проинтерпретированы как трещиноватый пласт или дву-слойный пласт. Однако без зумпфа обойтись нельза поскольку падение прибора в интервал перфорации приведет к снижению продуктивности скважины и необходимости проведения работ по кап. ремонту. В зумпфе же прибор может лежать под действием силы тяжести и веса столба жидкости в стволе скважины до планового ремонта.

Насос Насосович 43 14
Окт 08 #2

Спасибо.
А насчет распределения температур, давлений, газосодержания на этом интервале что можно сказать?
Я имею ввиду случай когда интервал перфорации значительно выше забоя. Что насчет АСПО и мехпримесей?

Zorg 597 14
Окт 08 #3

Я думаю, что зумпф обычно заполнен жидкостью глушения или пластовой водой. Т.к. интервал перфорации выше, нефть поступает из него в скважину и сразу движется вверх. Вниз, в зумпф, она не движется в силу меньшей, чем у жидкости глушения или пластовой воды плотности.

Насос Насосович 43 14
Окт 08 #4

Сложно сказать однозначно насчет воды или жидкости глушения ниже перфорации. Мне кажется, что будет зависить от типа водонефтегазовой смеси, дебита скважины и других факторов.
Следуя такой логике нефть должна сама подниматься к динамическому уровню, а вода оседать тк у неё плотность больше чем у нефти. blush.gif

kochichiro 943 15
Окт 08 #5

Насос Насосович пишет:

Сложно сказать однозначно насчет воды или жидкости глушения ниже перфорации. Мне кажется, что будет зависить от типа водонефтегазовой смеси, дебита скважины и других факторов.
Следуя такой логике нефть должна сама подниматься к динамическому уровню, а вода оседать тк у неё плотность больше чем у нефти. blush.gif

Насчет жидкости глушения поверь мне ни раствора, ни ее родимой при длительной эксплуатации не останется, а если еще и осваивали интенсивно с переходом на нефть, то весь ствол промылся. Сваливается на зумпф нефть, только при статических условиях, т.е. как я и говорил при закрытии скважины на КВД. Насчет того, что вода раздельно нефть раздельно - такого не бывает ни при фонтанной эксплуатации, ни тем более при насосной. Единственное условие внутрискважинной сегрегации флюидов - это статика, т.е. опять же закрытие на КВД при этом на графиках будет виден период расслоения фаз, еще одна возможность - это внутрискважинные сепараторы - о чем уже говорилось на этом форуме.

Насос Насосович 43 14
Окт 08 #6

Поддерживаю последнее мнение. У меня тоже вызвало сомнение возможность заполнения зумпфа водой или тяжелой жидкостью.
И все же, насчет давлений и температур, разных осложняющих факторов ниже уровня перфорации может кто-нибудь поделиться информацией или мнениями.

Кизимов 39 13
Янв 10 #7

kochichiro пишет:

... Насчет того, что вода раздельно нефть раздельно - такого не бывает ни при фонтанной эксплуатации, ни тем более при насосной.

На странице http://www.smart-well.ru/31.htm приведен планшет ГИС, где хорошо видно, что "вода раздельно, нефть раздельно". И уверяю Вас, что таких скважин при насосной эксплуатации много-много. Есть большое основание утверждать, что в обводненных месторождениях все скважины приходят к такому состоянию. smile.gif

Lyric 331 15
Янв 10 #8

kochichiro пишет:

Насчет жидкости глушения поверь мне ни раствора, ни ее родимой при длительной эксплуатации не останется, а если еще и осваивали интенсивно с переходом на нефть, то весь ствол промылся. Сваливается на зумпф нефть, только при статических условиях, т.е. как я и говорил при закрытии скважины на КВД. Насчет того, что вода раздельно нефть раздельно - такого не бывает ни при фонтанной эксплуатации, ни тем более при насосной. Единственное условие внутрискважинной сегрегации флюидов - это статика, т.е. опять же закрытие на КВД при этом на графиках будет виден период расслоения фаз, еще одна возможность - это внутрискважинные сепараторы - о чем уже говорилось на этом форуме.

У нас спускали манометры в фонтанки так вот на забое стоит водичка и никуда не идет сцука, а от перфорации и выше нефть идет.

Кроме того бейкеры показывали видео со своих камер так на забое стоит вода а нефть поднимается в виде пузырьков, при этом обводненность продукции была 10%

Lyric 331 15
Янв 10 #9

Кизимов пишет:

На странице http://www.smart-well.ru/31.htm приведен планшет ГИС, где хорошо видно, что "вода раздельно, нефть раздельно". И уверяю Вас, что таких скважин при насосной эксплуатации много-много. Есть большое основание утверждать, что в обводненных месторождениях все скважины приходят к такому состоянию. smile.gif

Вот как раз по этой ссылке слева вверху мультик из бейкеровской презентации=)

Kobold 224 15
Янв 10 #10

Lyric пишет:

Вот как раз по этой ссылке слева вверху мультик из бейкеровской презентации=)

об одном только умалчивают бэйкеры - о скорости потока в скважине, да и показывают преимущественно движение флюидов только под башмаком

Кизимов 39 13
Янв 10 #11

Kobold пишет:

об одном только умалчивают бэйкеры - о скорости потока в скважине, да и показывают преимущественно движение флюидов только под башмаком


Скорость потока пузырей нефти можно посчитать навскидку по фильму (десятки см/сек).
А скорость воды?
Вошедшая вода, холодная относительно температуры в скважине, по "нижней" стороне колонны спускается на забой, формируя отрицательную аномалию, которую, бывает, принимают за меж- или заколонный переток. По нижней же стороне трубы идет и термометр и прописывает эту аномалию.
На забое вода нагревается и по "верхней" стороне трубы поднимается вверх. (А теплую воду термометр не видит!)
Так и происходит круговорот воды в кусочке природы ниже перфорации. Скорость воды ниже перфорации будет определяться глубиной интервала конвенции, разностью температур между верхом и низом этого интересного интервала и пр. А нужна скорость воды в этом интервале-то?
Выше интервала перфорации до входа в насос вода в столбе жидкости колонны еле ползет. Скорость воды можно посчитать, разделив объемный расход воды на поверхности на площадь сечения колонны.
По прикидке скорость воды равна доли...единицы мм/сек.
А эта скорость нам нужна?

И, вообще, для такого потока всплывания нефти в воде скорости чего-либо нужны?
Нужны расходы компонентов, а по скоростям их не найти.

Petroleum_21 50 14
Янв 10 #12

На эту тему я высказывался на ОйлФоруме:
Petroleum_21 Отправлено: 9 января 2010 9:16 Предупреждения: (0%)
Тема: Поделитесь опытом контроля за обводнением скважин в разделе Добыча нефти и газа
Цитата(Эксперт 8 января 2010 в 20:43)
Для достаточно высокодебитных скважин все же поток в НКТ будет практически однородным. А для малодебитных Ваши соображения вполне актуальны. Но и выход напрашивается сам собой: отбирать несколько проб с интервалом 30-60 мин. и путем смешения получать более представительную пробу.

Даже в высокодебитных скважинах нефть с забоя поднимается по стволу скважины в виде глобул, не перемешиваясь с водой. Водо-нефтяная эмульсия образуется на забое в скважинах с высоким газовым фактором за счет высокой скорости истечения газа из перфорационных отверстий и, как следствие, турбулезации потока. Но эта эмульсия не стойкая и выше по стволу скважины быстро разделяется на нефть и воду.
Пластовая вода присутствует на забое всегда. Даже в безводных скважинах. В этом случае воды из скважины поступает гораздо меньше, чем откачивается нефти из скважины. Водо-нефтяной раздел (ВНР) в этом случае находится ниже приёма насоса. Поэтому насос качает чистую нефть. Но нефть с забоя скважины до ВНР всё равно всплывает в виде глобул, а не однородным потоком вперемешку с водой.
По мере увеличения поступления воды из пласта в скважину, ВНР поднимается до приёма насоса. Но не выше него. Нефть всплывает в виде глобул до приёма насоса. Вода также поднимается с забоя на приём насоса, но гораздо медленнее нефти (за счёр разности плотностей). Если ствол скважины наклонный, то поток нефти может стать более или менее однородным, т.к. он концентрируется в верхней части эксплуатационной колонны.
Всё сказанное выше придумал не я. Это хорошо показано в фильме о внутрискважинной видеосъёмке компании Халибёртон 1994 года. Он у меня есть. Но из-за того, что его размер около 75 МБайт, выложить его на форуме невозможно. Сейчас подобное оборудование выпускают по крайней мере 3 Российские компании. И услуги по внутрискважинной видеосъёмке оказывают многие компании, например: ТНГ-групп в Бугульме. Оборудование Казанское.
Всё, что выше говорил Кизимов справедливо. Согласен с Экспертом по поводу решения данной проблемы. Согласно тереме Котельникова, для того чтобы не потерять информацию о нестационарном процессе, нужно производить измерения не реже чем 2 раза за период именения параметров процесса, протекающих с наибольшей скоростью. Или частота опросов (отборов проб) должна более чем в 2 раза превышать макимальную частоту в спектре (разложении в ряд Фурье) процесса. Т.е., если обратный клапан на устьевой арматуре срабатывает не чаще чем один раз в 4 часа, то пробы нужно отбирать с интревалом менее 2 часов. Статистическая обработка результатов измерений повышает их достоверность и точность.

Go to top