Коллеги, добрый день! Подскажите, пожалуйста, кто по опыту деятельности сталкивался, есть ли какой-нибудь средний срок фонтанирования скважины? (гринфилд, восточная сибирь, ппд есть)
Коллеги, добрый день! Подскажите, пожалуйста, кто по опыту деятельности сталкивался, есть ли какой-нибудь средний срок фонтанирования скважины? (гринфилд, восточная сибирь, ппд есть)
Время фонтанирования скважины определяеться временем существования в пласте давления, достаточного для фонтанирования. Это давление определяеться давлением горных пород + давление от системы ППД. Среднемировых данных по времени фонтанирования нет. Давление горных пород задано природой, а вот давление системы ППД можно создавать достаточно долго. Другой вопрос что вместо нефти у вас будет очень красивый водяной фонтан посреди Сибири.
Ага, и если не поддерживать, то горные породы рухнут и пласт засыпется)) Вряд ли кто-то скажет, сколько будет фонтанировать, такие вещи надо рассчитывать, потому как слишком много факторов влияет. Тут и начальное пластовое давление, и динамика падения, давление насыщения, и газовый фактор, и обводненность, и характеристики фонтанного подъемника…
to Поляков: не надо все упрощать до случая артезианской скважины. В нефти часто бывает газ растворен, и, бывает, что много. И играет он не последнюю роль в процессе фонтанирования
Коллеги, добрый день! Подскажите, пожалуйста, кто по опыту деятельности сталкивался, есть ли какой-нибудь средний срок фонтанирования скважины? (гринфилд, восточная сибирь, ппд есть)
Скважина будет фонтанировать до тех пор пока Р пластовое будет больше Р забойного. (при наличии пласта коллектора).
вопрос из рода: у меня есть канистра бензина, на сколько дней мне ее хватит?
На самом деле, вопрос хороший. Если принять, что пластовое давление будет на уровне начального, при помощи ППД (при сохранении материального баланса), то срок фонтанирования можно определить по прогнозу обводнения, продукции. Забойное давление зависит от содержания воды. Если вы определите тот момент, когда содержания воды будет такое, при котором забойное давление будет выше пластового, то это и будет момент прекращения фонтанирования. Конечно, при этом надо учитывать режим залежи, упругость пород, сжимаемость и прочее.
1. Нефтяное месторождение. Дебиты скважин (начальные) - более 200 м3/сут на штуцере 18 мм. Срок фонтанирования - до 5 лет. Причина прекращения фонтанирования - снижение пластового давления.
2. Нефтяное месторождение. Дебиты скважины - до 100 м3/сут на штуцере 5-7 мм. Срок фонтанирования - до 7 лет. Причина пректращения фонтанирования - поступление воды в скважину.
Оба примера из Тимано-Печоры. Для данного региона такой срок считается хорошим.
Считаешь материальный баланс (читай IPR) + работу лифта НКТ (VLP) по скважине на разные моменты времени. Когда точка пересечения этих графиков будет лежать за пределами желаемых дебетов то это и будет момент прекращение фонтанирования. Это есть инженерный подход к проблеме. Хотя неопределенность будет довольно большая.
toalero: Примеров можно приводить очень много и все они будут абсолютно разные. Не думаю, что менеджеров устроит ответ "вот на Тимано-Печоре, фонтаны по 5-7 лет, значит у нас будет также" Единственно верный подход, в данном случае подход предложенный VITом - использование инструментов для анализа VLP и IPR + мат. баланс/3D модель. В этом случае сможем оценить сколько продлится фонтанирование при различных режимах эксплуатации скв. - диаметры штуцера, давление на сепараторе и пр. Анализируя неопределенности параметров пласта, получим диапазон сроков для разных режимов работы.
toalero: Примеров можно приводить очень много и все они будут абсолютно разные. Не думаю, что менеджеров устроит ответ "вот на Тимано-Печоре, фонтаны по 5-7 лет, значит у нас будет также" Единственно верный подход, в данном случае подход предложенный VITом - использование инструментов для анализа VLP и IPR + мат. баланс/3D модель. В этом случае сможем оценить сколько продлится фонтанирование при различных режимах эксплуатации скв. - диаметры штуцера, давление на сепараторе и пр. Анализируя неопределенности параметров пласта, получим диапазон сроков для разных режимов работы.
Человек спросил - я ответил. Я ему не предлагаю бежать к менеджерам с этими примерами. Это - для него, а уж ему решать. Про мат баланс и так ясно как день.
Человек спросил - я ответил. Я ему не предлагаю бежать к менеджерам с этими примерами. Это - для него, а уж ему решать.
Как это ни парадоксально, но я спрашивала действительно о примерах, ибо я, к сожалению (или к счастью) не геолог и считать точную дату прекращения фонтанирования от меня не требуется. Хотелось понять разумные временные пределы, чтобы оценить реалистичность цифр, закладываемых в модель (не гидродинамическую(!)) =)
Как правильно было подмечено скважина фонтанирует до тех пор пока пластовое давление привышает забойное.
Итак проблеммы две: расчет падения пластового давления и расчет поведения при этом забойного давления.
Начнем с пластового. Для вашего случия с ППД мат баланс не покатит т.к. неизвестны граничные условия (сколько из закачки уходит в радиус дренирования данной скважины). Предлогаю сделать простенькую однофазную модель в Saphir или PanSystem. Вернемся к этому чуть попозже т.к. для модели нужна будет динамика забойного давления.
Забойное давление следует расчитывать пересчетом из устьевого (на фонтанах это единственное что замеряется). Можно использовать как напрямую кривые Гильберта так и скажем Perform в случае обводненности скважины и кривизны. Т.о. вы учтете газовый фактор, обводненность и криврзну скважины ну и пр что будет влиять на вес газожидкостной смеси в НКТ и поимеете историю забойных давлений для загрузки в Сапфир или... . Задаваясь некоторой продуктивностью скважины т.е. подвижностью и скин-фактором вы можите попытаться замачить историю забойного с моделью выбрав какое нить граничное условие (тут на вкус и ... товарищей нет я предпочитаю круг). Также в Сапфире можно задаться некоторым дебитом на прогноз что и даст нам искомый прогноз как забойного так и пластового давления через определенное время с определенным дебитом. Если софта типа Сапфир и пр. нет то следует задаться допущением по закачке и использовать мат баланс. Но от расчета забойного из устьевого вы не уйдете...
Ну а если вы не геолог и не хотите ничего считать и думать то не надо задавать ... вопросов. Единого ответа на данный вопрос нет. Все зависит от падения пластового давления и изменения плотность газожидкостной смеси в НКТ.
Можно при желании обойтись без г/д моделей. VIT написал как.
Касательно условия фонтанирования скважины вот что нашел в книжке В.И. Щурова "Технология и техника добычи нефти".
"Фонтанирование скважины возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность."
Как я понимаю эту фразу в терминах давления: фонтанирование скважины возможно лишь тогда, когда забойное давление больше или равно сумме гидростатического давления столба газожидкостной смеси в скважине, буферного давления и потерь на трение.
1. Использовать мат. статистику. Довольно часто (но тут всё зависит количества исх. данных-выборки) как не странно данный метод оказывается наиболее точен.
2. Использовать дедовские методы, используя ф-лы Б-Л. Ещё Можно загнать в лифт оркишевского при разных обводненностях и совместить с индикаторными для точности. 3. Использовать 3Д модельку
Автору темы, а так Вам никто не скажет сколько фонтанирует, а если скажет - то шарлатан.
Как это ни парадоксально, но я спрашивала действительно о примерах, ибо я, к сожалению (или к счастью) не геолог и считать точную дату прекращения фонтанирования от меня не требуется. Хотелось понять разумные временные пределы, чтобы оценить реалистичность цифр, закладываемых в модель (не гидродинамическую(!)) =)
Если позволите я все же вмешаюсь...есть очень простой способ определить давление при котором как говорят у газовиков включают компрессоры, а у нефтяников заканчиваются фонтаны...по опыту можно сказать что это от 40 до 60% от доказанных запасов...для вертикальных скважин...для ГС сама еще не поняла
Если позволите я все же вмешаюсь...есть очень простой способ определить давление при котором как говорят у газовиков включают компрессоры, а у нефтяников заканчиваются фонтаны...по опыту можно сказать что это от 40 до 60% от доказанных запасов...для вертикальных скважин...для ГС сама еще не поняла
У газовиков компрессоры включают по одной простой причине: чтобы подать газ в газопровод с определенным давлением на входе ( I , II или III ступень) и от доказанных запасов это никак не зависит. а нефтяной фонтан заканчивается тогда, когда давление на забое не может доставить УВ-смесь до устья (об этом уже писали VIT, Zorg)
Это давление определяеться давлением горных пород + давление от системы ППД. Среднемировых данных по времени фонтанирования нет. Давление горных пород задано природой, а вот давление системы ППД можно создавать достаточно долго. Другой вопрос что вместо нефти у вас будет очень красивый водяной фонтан посреди Сибири.
Получается система ППД поддерживает давление горных пород?
Ага, и если не поддерживать, то горные породы рухнут и пласт засыпется))
Вряд ли кто-то скажет, сколько будет фонтанировать, такие вещи надо рассчитывать, потому как слишком много факторов влияет. Тут и начальное пластовое давление, и динамика падения, давление насыщения, и газовый фактор, и обводненность, и характеристики фонтанного подъемника…
to Поляков: не надо все упрощать до случая артезианской скважины. В нефти часто бывает газ растворен, и, бывает, что много. И играет он не последнюю роль в процессе фонтанирования
Мне не нужен подробный расчет (пока =), пытаюсь понять разумную предельную цифру для распределения, понятно, что от 0 лет и до ...?
вопрос из рода: у меня есть канистра бензина, на сколько дней мне ее хватит?
Если принять, что пластовое давление будет на уровне начального, при помощи ППД (при сохранении материального баланса), то срок фонтанирования можно определить по прогнозу обводнения, продукции. Забойное давление зависит от содержания воды. Если вы определите тот момент, когда содержания воды будет такое, при котором забойное давление будет выше пластового, то это и будет момент прекращения фонтанирования. Конечно, при этом надо учитывать режим залежи, упругость пород, сжимаемость и прочее.
Два примера:
1. Нефтяное месторождение. Дебиты скважин (начальные) - более 200 м3/сут на штуцере 18 мм. Срок фонтанирования - до 5 лет. Причина прекращения фонтанирования - снижение пластового давления.
2. Нефтяное месторождение. Дебиты скважины - до 100 м3/сут на штуцере 5-7 мм. Срок фонтанирования - до 7 лет. Причина пректращения фонтанирования - поступление воды в скважину.
Оба примера из Тимано-Печоры. Для данного региона такой срок считается хорошим.
Считаешь материальный баланс (читай IPR) + работу лифта НКТ (VLP) по скважине на разные моменты времени. Когда точка пересечения этих графиков будет лежать за пределами желаемых дебетов то это и будет момент прекращение фонтанирования. Это есть инженерный подход к проблеме. Хотя неопределенность будет довольно большая.
toalero: Примеров можно приводить очень много и все они будут абсолютно разные. Не думаю, что менеджеров устроит ответ "вот на Тимано-Печоре, фонтаны по 5-7 лет, значит у нас будет также"
Единственно верный подход, в данном случае подход предложенный VITом - использование инструментов для анализа VLP и IPR + мат. баланс/3D модель.
В этом случае сможем оценить сколько продлится фонтанирование при различных режимах эксплуатации скв. - диаметры штуцера, давление на сепараторе и пр.
Анализируя неопределенности параметров пласта, получим диапазон сроков для разных режимов работы.
Хотелось понять разумные временные пределы, чтобы оценить реалистичность цифр, закладываемых в модель (не гидродинамическую(!)) =)
Очевидно практика побеждает теорию.
Как правильно было подмечено скважина фонтанирует до тех пор пока пластовое давление привышает забойное.
Итак проблеммы две: расчет падения пластового давления и расчет поведения при этом забойного давления.
Начнем с пластового. Для вашего случия с ППД мат баланс не покатит т.к. неизвестны граничные условия (сколько из закачки уходит в радиус дренирования данной скважины). Предлогаю сделать простенькую однофазную модель в Saphir или PanSystem. Вернемся к этому чуть попозже т.к. для модели нужна будет динамика забойного давления.
Забойное давление следует расчитывать пересчетом из устьевого (на фонтанах это единственное что замеряется). Можно использовать как напрямую кривые Гильберта так и скажем Perform в случае обводненности скважины и кривизны. Т.о. вы учтете газовый фактор, обводненность и криврзну скважины ну и пр что будет влиять на вес газожидкостной смеси в НКТ и поимеете историю забойных давлений для загрузки в Сапфир или... . Задаваясь некоторой продуктивностью скважины т.е. подвижностью и скин-фактором вы можите попытаться замачить историю забойного с моделью выбрав какое нить граничное условие (тут на вкус и ... товарищей нет я предпочитаю круг). Также в Сапфире можно задаться некоторым дебитом на прогноз что и даст нам искомый прогноз как забойного так и пластового давления через определенное время с определенным дебитом.
Если софта типа Сапфир и пр. нет то следует задаться допущением по закачке и использовать мат баланс. Но от расчета забойного из устьевого вы не уйдете...
Ну а если вы не геолог и не хотите ничего считать и думать то не надо задавать ... вопросов. Единого ответа на данный вопрос нет. Все зависит от падения пластового давления и изменения плотность газожидкостной смеси в НКТ.
Да тут считать то делов... если есть все данные.
Можно при желании обойтись без г/д моделей. VIT написал как.
Касательно условия фонтанирования скважины вот что нашел в книжке В.И. Щурова "Технология и техника добычи нефти".
"Фонтанирование скважины возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность."
Как я понимаю эту фразу в терминах давления: фонтанирование скважины возможно лишь тогда, когда забойное давление больше или равно сумме гидростатического давления столба газожидкостной смеси в скважине, буферного давления и потерь на трение.
Или Рзаб >= Ргидр+Рбуф+Ртр
1. Использовать мат. статистику. Довольно часто (но тут всё зависит количества исх. данных-выборки) как не странно данный метод оказывается наиболее точен.
2. Использовать дедовские методы, используя ф-лы Б-Л. Ещё Можно загнать в лифт оркишевского при разных обводненностях и совместить с индикаторными для точности.
3. Использовать 3Д модельку
Автору темы, а так Вам никто не скажет сколько фонтанирует, а если скажет - то шарлатан.
Если позволите я все же вмешаюсь...есть очень простой способ определить давление при котором как говорят у газовиков включают компрессоры, а у нефтяников заканчиваются фонтаны...по опыту можно сказать что это от 40 до 60% от доказанных запасов...для вертикальных скважин...для ГС сама еще не поняла
а нефтяной фонтан заканчивается тогда, когда давление на забое не может доставить УВ-смесь до устья (об этом уже писали VIT, Zorg)