Технологии и Проблемы при отборе проб пластового флюида

Последнее сообщение
lemon 132 10
Фев 10

Lyric пишет:
Те у вас на контакте недонасыщенная нефть? Чем объясняете?

У нас была похожая ситуация принятое давление насыщение на 7 атвмосфер было ниже пластового. Те газ начинал выделятся со 148 атмосфер. По участку работающему на истощении определили что по факту пластовка падает гораздо медленнее чем в модели, пересчитали модель с давлением насыщения 155 и динамика совпала.

Во многих случаях Рнас, определенное по пробам, оказывется меньше пластового. Причина здесь не в пластовой системе, а только в технологии отбора пробы. Особенно это касается газоконденсатных месторождений, когда пробу отбирают на сепараторе. Давно доказано, что в силу особенностей притока газоконденсатной смеси к скважине, Рнас пробы на сепараторе будет всегда ниже истинного значения. Думаю, аналогичное наблюдается и для нефти. Всегда необходимо в модели корректировать Рнас, полученное по пробам.

Ссылка на цитату в сообщении: Моделирование газовой шапки в Eclipse
V.Volkov

visual73 2142 11
Фев 10 #1

lemon пишет:

Во многих случаях Рнас, определенное по пробам, оказывется меньше пластового. Причина здесь не в пластовой системе, а только в технологии отбора пробы. Особенно это касается газоконденсатных месторождений, когда пробу отбирают на сепараторе. Давно доказано, что в силу особенностей притока газоконденсатной смеси к скважине, Рнас пробы на сепараторе будет всегда ниже истинного значения. Думаю, аналогичное наблюдается и для нефти. Всегда необходимо в модели корректировать Рнас, полученное по пробам.


Не соглашусь в части "Всегда необходимо в модели корректировать Рнас, полученное по пробам.". Если всё начать корректировать, то что тогда останется? Зачем вообще тогда эксперимент нужен? Чтобы каждый моделист куда хотел туда и тянул? Как ему вздумается?

То что рекомбинация врёт - это понятно, и на режимах ГКФ может скакать как угодно.
Поэтому пробы нужно отбирать только глубинные (при Ps<Pотбора), и для нефтяных и для газоконденсатных.
Пробы отобранные в пережатых системах, и забойное давление в которых ни разу не опускалось ниже Ps, отбираются великолепно и сходимость параметров по параллельным пробам блестящая!

А давление насыщения, можно сказать, самая достоверная вещь в PVT, и ошибиться тут экспериментатору трудно, разве что несколько атмосфер. Поэтому корректировать Ps нельзя.
Можно признать пробу в целом некондиционной по ряду параметров, но в качественной пробе Ps не врёт.

lemon 132 10
Фев 10 #2

Все же я остаюсь при своем мнении. У всех г/к месторождений в Западной Сибири Рпл=Рнас, и чтобы получить хоть как-то приток газа на устье, необходимо держать депрессию от 30 до 70 атм. Т.е уже в призабойной зоне происходит выпадение конденсата. Поэтому ГКФ (как и Рнас) всегда будет занижен, какой бы идеальный сепаратор не был и какие бы сложные эксперементы на этой пробе не проводили. По этой же причине считаю, что глибинный отбор г/к - это утопия. В г/к скважине конденсат может подниматься по стенке трубы, в виде тумана или в виде капельной жидкости - все зависит от структуры потока. На позднях стадиях конденсат может накапливаться на забое и образовывать столб жидкости. Поэтому неизвестно, что именно попадет в глубинный пробоотборник.

visual73 2142 11
Фев 10 #3

lemon пишет:

Все же я остаюсь при своем мнении. У всех г/к месторождений в Западной Сибири Рпл=Рнас, и чтобы получить хоть как-то приток газа на устье, необходимо держать депрессию от 30 до 70 атм. Т.е уже в призабойной зоне происходит выпадение конденсата. Поэтому ГКФ (как и Рнас) всегда будет занижен, какой бы идеальный сепаратор не был и какие бы сложные эксперементы на этой пробе не проводили. По этой же причине считаю, что глибинный отбор г/к - это утопия. В г/к скважине конденсат может подниматься по стенке трубы, в виде тумана или в виде капельной жидкости - все зависит от структуры потока. На позднях стадиях конденсат может накапливаться на забое и образовывать столб жидкости. Поэтому неизвестно, что именно попадет в глубинный пробоотборник.


Я тоже остаюсь при своём мнении: при Ps<Pпл отбираются великолепные пробы laugh.gif - именно так я и написал. А при Ps=Pпл Вы не то что газ, Вы и нефть никогда нормально не отберёте.
Тут, насыщенная система - это частный конкретный случай, а тип флюида не влияет на качество отбора и на замеры Ps.
Была бы в ЗапСибе насыщенная нефть, были бы те же проблемы отбора. Но существуют и другие месторождения, не только Восточно-Уренгойское )))

А по поводу "глибинный отбор г/к - это утопия." - оставайтесь при своём мнении. )))

Единственно добавлю, что западные компании давно успешно отбирают глубинные пробы в газоконденсатных системах, и им "конденсат на стенках" совсем не мешает отбирать кондиционные пробы пластового флюида smile.gif . Почему-то наши люди до сих пор делают квадратные глаза при этом. Может быть поэтому у нас в стране чувствуется отсталость и в технологии и в технике и в науке, увы.
Я лично знаю человека который рулил Карачаганаком в советское время. Так он до сих пор спрашивает, "а разве можно отбирать гк глубинными пробоотборниками?". Цирк. Между тем сейчас там уже рулят иностранцы, и во всю отбирают глубинные пробы. Рекомбинированные, отобранные в давние годы - бракуют, и правильно делают.

VIT 1077 12
Фев 10 #4

lemon пишет:

Все же я остаюсь при своем мнении. У всех г/к месторождений в Западной Сибири Рпл=Рнас, и чтобы получить хоть как-то приток газа на устье, необходимо держать депрессию от 30 до 70 атм. Т.е уже в призабойной зоне происходит выпадение конденсата. Поэтому ГКФ (как и Рнас) всегда будет занижен, какой бы идеальный сепаратор не был и какие бы сложные эксперементы на этой пробе не проводили. По этой же причине считаю, что глибинный отбор г/к - это утопия. В г/к скважине конденсат может подниматься по стенке трубы, в виде тумана или в виде капельной жидкости - все зависит от структуры потока. На позднях стадиях конденсат может накапливаться на забое и образовывать столб жидкости. Поэтому неизвестно, что именно попадет в глубинный пробоотборник.


Можно отбирать приборами типа MDT и даже проследить градиент изменения свойств что часто наблюдается для ГКМ. Утопия это пользоваться ВПП-300 при этом wink.gif

Alexey S 567 9
Фев 10 #5

Уважаемые коллеги, что-то вас сильно в сторону от темы унесло. Опять пробы, опять некондиция, опять MDT biggrin.gif.
Поэтому добавлю свои 5 копеек.
Я думаю, что догадываюсь, откуда идет мнение Lemon по поводу невозможности отбора проб в насыщенных системах. В приложенном к этому сообщению файле находится автореферат Громовых Сергея Андреевича на тему "Исследование и разработка технологий строительства скважин в условиях гидратообразования". Тема, конечно, не очень похожа не тему дискуссии, но на странице 11 есть выводы по опробованию скважин используя ИПТ. Ниже находится выдранный абзац:
"Детально рассмотрена технология проведения работ по испытанию скважин испытателями пластов на бурильных трубах (ИПТ). Анализ работ с ИПТ на месторождениях Восточной Сибири (777 опробований) позволил установить, что их эффективность недостаточно высока, несмотря на высокий процент технически успешных испытаний (более 90 %). Это объясняется отсутствием обоснованных параметров режима опробований и большими интервалами испытания. Рекомендована оптимальная технология опробования и режимные параметры испытания скважин ИПТ в процессе бурения применительно к местным геолого-техническим условиям..."
Ниже уже идут рекомендованные режимы, но это уже лирика. Вывод из автореферата получается один. На депрессии что-то кондиционное взять не очень получается и как с этим бороться пока никто не знает smile.gif.

P.S. Если уважаемый рвх это прочитает, то мне не жить smile.gif.
Gromovyh_1.pdf

lemon 132 10
Фев 10 #6

Насыщенная система - это все валанжинские и ачимовские залежи, а это уже не "частный случай" в ЗапСибири. Это основная сырьевая база нашего "Достояния" на ближайшее будущее, когда дешевый газ из сеномана закончится.
По-поводу МДТ: думаю, что важно получить и исследовать именно пластовый флюид. А для этого надо скважину вывести на стабильный режим работы и дать ей отработать не менее суток. Тогда действительно получим флюид из пласта. А при скоротечных испытаниях МДТ получим смесь фильтрата бурового раствора + непонятный газ из призабойной зоны, подвергнутый при бурении действию давления, большего чем пластовое. МДТ полезно для исследования градиента давления (и то только для новых залежей), но отбирать пробы с его помощью я бы не стал.

visual73 2142 11
Фев 10 #7

каждый кулик своё болото хвалит laugh.gif
... плохо знать всё

lemon 132 10
Фев 10 #8

visual73 пишет:

каждый кулик своё болото хвалит laugh.gif
... плохо знать всё

По мне лучше "..плохо знать всё", чем "..знать всё плохо" laugh.gif

Lyric 279 11
Фев 10 #9

visual73 пишет:

То что рекомбинация врёт - это понятно, и на режимах ГКФ может скакать как угодно.
Поэтому пробы нужно отбирать только глубинные (при Ps<Pотбора), и для нефтяных и для газоконденсатных.
Пробы отобранные в пережатых системах, и забойное давление в которых ни разу не опускалось ниже Ps, отбираются великолепно и сходимость параметров по параллельным пробам блестящая!

А давление насыщения, можно сказать, самая достоверная вещь в PVT, и ошибиться тут экспериментатору трудно, разве что несколько атмосфер. Поэтому корректировать Ps нельзя.
Можно признать пробу в целом некондиционной по ряду параметров, но в качественной пробе Ps не врёт.


А какже её отобрать то родимую когда по аболюту от ГНК до подошвы 10-20 метров+на забое скважин вода невынесенная laugh.gif по любому потеряешь часть газа...

VIT 1077 12
Фев 10 #10

lemon пишет:

Насыщенная система - это все валанжинские и ачимовские залежи, а это уже не "частный случай" в ЗапСибири. Это основная сырьевая база нашего "Достояния" на ближайшее будущее, когда дешевый газ из сеномана закончится.
По-поводу МДТ: думаю, что важно получить и исследовать именно пластовый флюид. А для этого надо скважину вывести на стабильный режим работы и дать ей отработать не менее суток. Тогда действительно получим флюид из пласта. А при скоротечных испытаниях МДТ получим смесь фильтрата бурового раствора + непонятный газ из призабойной зоны, подвергнутый при бурении действию давления, большего чем пластовое. МДТ полезно для исследования градиента давления (и то только для новых залежей), но отбирать пробы с его помощью я бы не стал.


Весь мир отбирает таким образом пробы, а Вы все еще думаете если это воможно. Обычно при успешных пробах примисей бурового раствора меньше 5%-10%. Плюсов МДТ намного больше их минусов (по сравнению с отборами при испытаниях). Все анализы проб с которыми я работаю, для примера, типа МДТ. Технология не очень знакомая для РФ, но это не повод ее отвергать/ругать и т.д. А для ГК месторождений МДТ однозначно лучший метод чем отбор проб при испытаниях.

visual73 2142 11
Фев 10 #11

Lyric пишет:

А какже её отобрать то родимую когда по аболюту от ГНК до подошвы 10-20 метров+на забое скважин вода невынесенная laugh.gif по любому потеряешь часть газа...

я хотел сказать что отличные пробы не отберёшь, это все понимают.
Другой вопрос - "как же быть?", по любому нужно исследовать и получать характеристику. Просто здесь уже стоит задача получить не идеальные параметры, а наиболее близкие к пласту.
Собственно ни для кого не будет тайной что нужно отбирать свежие пробы в начальной системе (ещё не пущенной в добычу), открыли залежь, и сразу отбирать.

А то у нас был такой эпизод: отобрали нам пробы начального флюида, стали мы докапываться а когда же залежь то открыли, а оказалось они целый год эксплуатировали её безбожно (депрессия 70%), а потом решили (наверно припёрли к стенке контролирующие органы) отобрать пробы и определить что же там такое blush.gif .
К слову сказать это был сильно насыщенный пластовый газ, ну а конденсат уж выпал давно за это время по всему пласту laugh.gif

lemon 132 10
Фев 10 #12

VIT пишет:

Весь мир отбирает таким образом пробы, а Вы все еще думаете если это воможно. Обычно при успешных пробах примисей бурового раствора меньше 5%-10%. Плюсов МДТ намного больше их минусов (по сравнению с отборами при испытаниях). Все анализы проб с которыми я работаю, для примера, типа МДТ. Технология не очень знакомая для РФ, но это не повод ее отвергать/ругать и т.д. А для ГК месторождений МДТ однозначно лучший метод чем отбор проб при испытаниях.

Речь идет о представительности отобранных с помощью МДТ проб. То, что технически можно отобрать пробу с помощью МДТ, я не сомневаюсь. Была СПЕ статья недавно, что Шлюмам удалось отобрать пробу из ачимовки для "АчимГаза". Когда Шлюмы приезжали и в наш офис - тоже этим примером хвалились. Но! На мой вопрос, а насколько это проба по основным параметрам (ГКФ, потери конденсата, содержание С5+) соотносится с пробами, отобранными традиционным путем на устье, ответа не получилл. У меня два предположения, либо то, что они отобрали с МДТ, оказалось очень "далеким" от пластового флюида, либо кол-во отобранного газа оказалось небольшое, что не позволило провести полноценные PVT исследования на бомбе.

visual73 2142 11
Фев 10 #13

lemon пишет:

Речь идет о представительности отобранных с помощью МДТ проб. То, что технически можно отобрать пробу с помощью МДТ, я не сомневаюсь. Была СПЕ статья недавно, что Шлюмам удалось отобрать пробу из ачимовки для "АчимГаза". Когда Шлюмы приезжали и в наш офис - тоже этим примером хвалились. Но! На мой вопрос, а насколько это проба по основным параметрам (ГКФ, потери конденсата, содержание С5+) соотносится с пробами, отобранными традиционным путем на устье, ответа не получилл. У меня два предположения, либо то, что они отобрали с МДТ, оказалось очень "далеким" от пластового флюида, либо кол-во отобранного газа оказалось небольшое, что не позволило провести полноценные PVT исследования на бомбе.


Ты очень сложные вопросы ставишь. Если ты хочешь найти истину то ты её не найдешь в столь сложных ситуациях. По любому нужно использовать самые совершенные методы. У иностранцев всё таки продвинуто всё дальше чем у нас, и с этим никто не будет спорить. С ибирью вообще ужОс просто. Я работал с В. Уренгоем. УЖАС.! Тут уже стоит вопрос не как на самом деле, и как сделать так чтобы на ГКЗ (ЦКР) у тебя приняли! (я думаю это истина!) Там тоже люди сидят. И если ты им покажешь свой нормальный способ (объясняющий всё) то они возражать не будут.!

Рушан 531 12
Фев 10 #14

Если содержание раствора не более 3-5%, то более-менее качественные пробы (black oil) получаются с MDT.

рвх 108 9
Фев 10 #15

Alexey S пишет:

Уважаемые коллеги, что-то вас сильно в сторону от темы унесло. Опять пробы, опять некондиция, опять MDT biggrin.gif.
Поэтому добавлю свои 5 копеек....

MDT,RCI,RFT все эти буржуйские штучки действительно хороши для гк. хотя вобщем то у халов и для DST есть какой-то single phase пробоотборник.
посмотрим что они предложат совсем скоро. по некоторым сведениям халы все таки решили опять зайти в нашу Рашу.
хотя по чистоте пробы отбираемым прибором на кабеле много вопросов, если взять обычный snorkel, то это по любому работать насосом не один час, с технологией focused sampling я знакомом только по редким публикациям от шлюма, может и работает а может и нет.

VIT 1077 12
Фев 10 #16

lemon пишет:

Речь идет о представительности отобранных с помощью МДТ проб. То, что технически можно отобрать пробу с помощью МДТ, я не сомневаюсь. Была СПЕ статья недавно, что Шлюмам удалось отобрать пробу из ачимовки для "АчимГаза". Когда Шлюмы приезжали и в наш офис - тоже этим примером хвалились. Но! На мой вопрос, а насколько это проба по основным параметрам (ГКФ, потери конденсата, содержание С5+) соотносится с пробами, отобранными традиционным путем на устье, ответа не получилл. У меня два предположения, либо то, что они отобрали с МДТ, оказалось очень "далеким" от пластового флюида, либо кол-во отобранного газа оказалось небольшое, что не позволило провести полноценные PVT исследования на бомбе.


Либо они просто не знают подробностей, либо они не знают параметров устевой пробы, и еще не факт что проба отобраная с устья была лучше и правильней.

*Я доношу информацию и свой опыт. Здесь не школа или семья и никто Вас переубеждать не будет. Каждый волен выбирать себе убеждения сам и интерпретировать информацию по-своему.

lemon 132 10
Фев 10 #17

VIT пишет:

Либо они просто не знают подробностей, либо они не знают параметров устевой пробы, и еще не факт что проба отобраная с устья была лучше и правильней.

*Я доношу информацию и свой опыт. Здесь не школа или семья и никто Вас переубеждать не будет. Каждый волен выбирать себе убеждения сам и интерпретировать информацию по-своему.

Переубеждать меня не надо. Я прошу лишь простых и очевидных доказательств. Если бы Шлюмы сопоставили пробы по МДТ и лаборатории, и получили бы хороший результат - тогда нас и переубеждать не надо было. Все было бы понятно. Я просто кричать и хвалится, что с помощью МДТ мы отобрали "качественную" пробу (без какой-либо аргументации) и давайте везде на ваших скважинах будем это делать (как обычно, за млн$), тут особо ума не надо...

Go to top