Периодически сталкиваюсь с необходимостью оценить качество глубинных проб нефти и по результатам исследований кондиционных проб смоделировать свойства нефти.
Понятно, что если нефть отбирается вместе со свободным газом или в частично разгазированном состоянии, то такая проба даст искаженные свойства нефти.
По каким признакам можно узнать, что была отобрана однофазная недонасыщенная проба нефти?
Например, имеется глубинная проба. В отчете приводится давление и температура в приемной камере. На основании только этих двух параметров пишется, что проба кондиционная. При этом давление в приемной камере ниже давления насыщения при пластовой температуре, но выше давления насыщения при поверхностной температуре. Что тут с чем надо сравнить, чтобы сделать вывод о качестве пробы?
В некоторых отчетах приводится содержание свободного газа в пробоотборнике, и если оно не превышает некоторой величины, то проба считается кондиционной. Если отбрана однофазная нефть, то возможно ли вообще появление свободного газа в пробоотборнике пока его поднимают на поверхность и везут в лабораторию?
В других отчетах давление насыщения сравнивают с давлением открытия клапана пробоотборника. Если клапан открывается при давлении ниже давления насыщения, то по мере движения пробоотборника вниз по стволу скважины разгазированная нефть будет в пробоотборнике будет замещаться "нормальной" нефтью? А когда пробоотборник начнут поднимать будет происходить обратный процесс?
Буду очень признателен, если вы поможете разобраться в этих вопросах или дадите ссылку на литературу.
И вообще, стоит ли с этим заморачиваться? Может у нас все лаборатории дают компетентые и честные заключения о качестве проб, которым можно безоговорочно верить?
Скорее всё полностью наоборот. )) У нас очень мало лабораторий (а может и совсем нет), которые дают компетентное, а самое главное Честное заключение, и которым можно верить ))).
А регион работ какой?
Стоит или не стоит заморачиваться? Чего на моделируешь, то и кушать будешь
Советую ознакомится с принципом действия глубинных пробоотборников. Тогда многие вопросы отпадут сами собой. Придёт понимание и наступит эйфория...а может и не наступит, но это уже совсем другая история )).
ЗЫ Мамуна, Требин, Ульянинский "Глубинные пробоотборники и их применение", М., Гостоптехиздат, 1961
в принципе я догадывался, что с лабораториями у нас грустно. Зачем вообще они нужны это еще один интересный вопрос.
регион - Западная Сибирь
А более свежей литературы нет?
А тема очень серьёзная, это напрямую влияет на результаты, не те которые считаются по программам (куда ветер дунул так и считает), а на результаты полученные на основе анализа экспериментальных данных.
Зачем тебе свежая? Тебе азы нужны - принцип работы пробоотборников, основы работы PVT лаборатории (что да как замеряется и для чего). Чем старше книга, тем подробнее и самое главное для людей написано литературным языком - попробуй только напиши по другому - сразу на Калыму
Удачи в этой непростой задаче!
Что-то тема по поводу качества глубинных проб заглохла, а ведь вопрос действительно важный.
Для того, чтобы построить более ли менее адекватную модель флюида, надо из кучи проб выбрать более ли менее нормальную. А как её выбрать? Сравнить-то не с чем. Ведь пробу для того и отбирают, чтобы узнать свойства нефти.
Лабораториям всё равно.. судя по моему опыту.. им прислали Nое количество проб - они их проанализоровали по стандартным инструкциям. Получили деньги. Вроде бы все довольны...
Часто встречала (даже в отчётах по ПЗ) такие вещи: так как давление насыщения, определенное по пробам в лаборатории, ниже, чем принятое, то проба некондиционная... А если залежь с газовой шапкой? Мощность метров 20. Ты попробуй отбери пробу, чтоб она в процессе отбора не разгазировалась.. Ага... щаззз
Лично для себя я разработала шаманский подход для выбора проб, на основе которых я потом строю ПВТ-модель=)) Так как не нашла четких рекомендаций по этому поводу=))
Комплексирование методов вам в помощь. Уводите скважину в двухфазный режим фильтрации и получайте оценку давления насыщения в пластовых условиях.
Ну да, проблема серьёзная. Но только мало кто занимается её решением.
А решать её нужно в комплексе - от отбора до анализа.
А в проектах в настоящий момент делают просто - собирают и осредняют, и не важно что пластовое давление уже ниже давления насыщения ))), а свойства меняются и по площади и по разрезу. Дёшево и сердито и думать долго не надо - сделает каждый стьюдент
Меня удивляет не это, а то что это всё хавают эксперты на ГКЗ, ЦКР ))
Для Pпл=Ps можно использовать рекомбинированные пробы, либо отбирать чётко напротив середины интервала перфорации. Хорошие результаты даёт MDT и RCI приборы.
Шаманские не нужно, нужно научные ))
Если кому не нравится ВПП (кому он вообще нравится?) и прочие ПД-х, то пишите ТЗ на глубинный пробоотборник для работы на скребковой проволоке, рассылайте по различным НИИ, они в ответ вам сообщат сколько будет стоит НИР, сколько стоит ОКР и прочее. только пустое это - готовый продукт получите не раньше чем через год, а ОКР надо будет оплачивать вперед, нашим ЦНИПРам это неинтересно.
Кто-нить юзал шлюмовский Single-phase Reservoir Sampler (SRS) ?
с мдт всё ясно - очень дорого.
Проще иметь комплект глубинных пробоотборников и несколько не глупых людей, и всё будет в норме.
Поражает мнение, что шлюмы будут господствовать всегда. Да ничего подобного, у нас тоже были люди ... и будут.
За такие бабки я сам лично всё сделаю и ничуть не хуже ))) могу даже дешевле )).
Типа как у петросяна про шпингалеты... )))))))))
Это даже должно приветствоваться администрацией форума. Как раз для этого и существует этот форум для обсуждения недостатков и конкурентные преимущества компании, и не слепо соглашаться на выкрутасы подрядчиков.
В ином случае это является дискриминацией, лоббированием и предвзятостью.
То что касается пробоотборников то думаю Бейкеровские не отстают по качеству и дешевле обходятся.
Если горизонталка то совсем можно Халовский прибор использовать который отбирает пробы во время бурения.
где поглядеть?
Все зависит от объема работ и дальности, в плане кого выбирать.
То что есть у Шлюмов есть аналог у Бейкеров, может быть чуть по хуже по возможностям и качеству но для мелких месторождений это не суть важно.
Главное есть оптика для различий что пошло, а если только давление измерить то совсем можно Везерфорд нанять.
Вообщем связывайтесь с их офисом и торгуйтесь, рынок на то и рынок что бы торговаться.
В. Не так давно, я столкнулся с проблемой качества рекомбинированных проб на моем месторождении и отдал бы пол годового бонуса моего начальника за то, чтобы кто-то несколько лет назад не жадничал и потратил немного больше денег на пробы в скважине и сопутствующие данные. Использовали бы при этом MDT, RCI или RDT - монопенисуально, было бы правильное планирование, исполнение и анализ.
С. Не уверен, есть ли какая-то существенная разница между тремя основными сервис-провайдерами, но подозреваю, что ее мало. Сама по себе технология как измерения давления, так и отбора проб достаточно откатанная, а разница в сенсорах, чаще всего, значения не имеет. Пока еще никто, несмотря на амбициозные заявления, не смог перенести PVT лабораторию в скважинный прибор. Несколько офф-топик, так как не про пробы: говоря про откатанные технологии, должен заметить, что в конце прошлого года HAL-овский GeoTap записал нам пластовое давление со сдвигом на 30-60 бар по всей скважине, что вызвало сначала необходимость нахождения теории обоснования повышенного давления в данной части резервуара и их защита, а затем удар по самолюбию, когда стало вырисовываться, что все теории были притянуты за уши. Все-таки, со SLB-шным StethoScope такого откровенного фуфла не случалось. Хотя, может быть я окажусь и неправ, может речь, все-таки, идет о каком-то феномене, который мы пока не можем понять.
D. А имел ли кто-нибудь на практике дело с такой технологией, как fingerprinting? Перед праздниками я скачал несколько статей, где заявляется, что данный анализ позволяет определить, из каких интревалов мы производим, при одновременной добыче из нескольких резервуаров. Честно говоря, как-то все очень сомнительно, на первый взгляд: если это работает, то почему тогда не применяется повсеместно?
Всё таки комплексные приборы (чисто аренда) стоят очень дорого, я уж не говорю про покупку.
Качественный отбор проб, о чём собственно и топик, можно и нужно отбирать обычными пробоотборниками на кабеле, лучше поршневого типа. Например пробоотборники OPS компании Leutert.
Когда над тобой дышит заказчик работа делается более качественно, а так можно и спустя рукава. Это особенно чувствуется когда у подрядчика заказов на полгода вперед.
Арендовать MDT и купить 3 пробоотборника - это может быть и сопоставимые цифры, только разница в форме собственности ))
Пробы нужно отбирать не только в начале, например для контроля за разработкой
Если все условия соответствуют, то это вполне дешевый способ.
Но мое предпочтение все таки к поршневым, так как есть полный контроль плюс пластовое давление и можно узнать насколько туг коллектор.
А для пробоотборника на кабеле нужен грамотный персонал, который жестко следует процедуре, оценивает герметичность бомбочек, правильно спускает и настраивает таймер перед этим стабилизирует скважину и т.д.
Опять таки придется упомянуть вездесущий Шлюм.
Видел отчет от OilPhase. Вроде все делают грамотно, все пишут в отчетах, сколько нормальных сколько забракованных проб.
Правда, не понравилось то, что они не написали где они рассчитали молярное содержание с помощью нейронных сетей а где экспериментальным методом узнали, хотя для понятливого спеца все ясно.
И вообще есть такое понятие как Value of information. Если месторождение мелкое и не сложное, то поршневые пробоотборники могут и вообще не понадобиться.
В таких случаях должна практиковаться экспресс разработка или как на западе называется Fast Track development.
И то не все мелкие месторождения легки в разработке (лучше их сразу же продать).
З.Ы. Не в обиду
З.З.Ы. Не могу, блин
Точно не помню, откуда я это прочитал, но система не совсем работает, как я написал.
На сколько я понял, у них есть общая база, куда сливаются все результаты экспериментов, сделанные по всему миру (думаю, в том числе настройки для многофазовиков).
Нейронные сети обучены на них, потом когда задаешь свои основные параметры пробелы он заполняет с данными наиболее подходящими с базы и кажется, проверяет с уравнением состоянием и подбирает коэффициенты к этому уравнению, а дальше уже проще.
Alexey S подтверди или же опровергни.
Господа, мне кажется, мы немножко ушли от темы=)) Вопрос-то был всё-таки о том, как выбрать пробу (лаб. отчет по ней), чтоб построить ПВТ-модель.
Согласна с выше написанным по поводу планирования (кто-то там в начале упоминал об этом). Из-за некачественного планирования оч. часто складывается впечатление, читая те же отчеты, что всем, как бы это сказать… далеко до фонаря эти пробы флюидов: отбирают, потому что надо, потому что запланировано. А что, зачем, почему и как мало кого волнует… Наверное, так получается потому, что планированием работы занимаются люди, не совсем разбирающиеся во теме. Почему я так говорю? Вот, например, ни разу не встречала, чтобы вместе с флюидом отбирали фильтрат и результатов анализа его тоже не видела.
Товарищ Plokhish, поправьте меня, если я вру, но меня уверяли ваши бывшие коллеги, что это бесплатно и какбэ входит в стандартный набор услуг=)) Имея на руках эти данные, можно в том же ПВТ-Симе или ПВТ-айе откорректировать состав глубинной пробы. Оно, каешна, не особо поможет, когда анализ по загрязненной пробе проведен, но попробовать-то хочется
1. Если проба качественная, то с неё можно взять весь набор необходимых параметров;
2. Если проба некачественная, то начинается шаманство со статистикой (как вы эти методы не называйте
В вашем случае результат получился средний. Дальше додумаете сами или подсказать
1. Кто делал.
Если я знаю эту контору, то я знаю их слабые и сильные места и могу спрогнозировать стандартные ошибки.
2. Виды исследований
Если это нефть или газ, то тут все более менее стандартно. Для газа - это состав, для нефти - это параметры разгазирования, отгонка, основные параметры по плотности и моль весам газа и нефти
3. Сравнение результатов.
Если район отбора и пласты мне знакомы, то смотрю на цифры и проверяю. Если есть сомнения, то открываю "Справочник по нефтям СССР" и сверяю основные параметры.
4. Проверка результатов исследований
Очень часто бывает так, что в отчете можно увидеть различные опечатки, которые влияют на дальнейший расчет. Как правило - это несовпадение мол масс, мол состава и другие мелочи, но которые потом будут влиять на плотность и газ фактор.
5. Сборка модели.
Это самое интересное. Модель можно собирать не только в различных PVTi, симах, но и в других программах. По нефти, самое первое, что я смотрю - это результаты разгонки по эксперименту и полученные на её основе псевдокомпоненты (фракции) и то, что получилось у меня по модели. Если разгонка или псевдокомпоненты "нарисованные", то результат моей модели и псевдокомпонент по отчету начнет не совпадать при различных термобарических условиях.
После этого можно собрать вместе модель с газом и поиграться со ступенчатым разгазированием. Здесь тоже можно найти различные нестыковки. Далее можно написать еще трактат, но пока сделаю стоп, бо пальцы печатать устали
К чему я все это. Если резюмировать, то этим анализом должны заниматься специально обученные эксперты, которые и должны давать заключение по пробе. Я же все правильно говорю, уважаемый visual73
Также не свосем понятно что ты имеешь ввиду под словом "разгонка", "отгонка" и т.п. В классическом понимании - это обычная фракционная разгонка по Энглеру. Тогда не понятно при чём тут "термобарических условиях"?
В твоём же случае это как-то напоминает игру с разными видами разгазирования. Тогда почему потом идёт "собрать вместе модель с газом"? Не совсем понятно что ты именуешь под моделью, разгазированную нефть или пластовую?
В целом же, согласен с тобой - этим должен заниматься специально обученный человек - не гидродинамик, не химик-аналитик, и не сантехник... Хотя всякое бывает, из разных областей приходят люди, главное чтобы он занимался только этим, и немного знал смежные области, а не относился к PVT по остаточному принципу.
А п.5 довольно отдалённое имеет отношение к качеству глубинных проб ))) Это уже моделирование.
Хм...
Как мне кажется, тут всё-таки на лаб. результаты и доверие той или иной лабе рассчитывать не стоит. Лабе прислали - они проанализировали. Я пошему-то уверена, что они принятых или средних цифр по м-р не знают, чтоб сразу прикинуть правдива результаты или нет=)) Весь этот ворох отчётов приходит к "специально обученным экспертам", которые должны выбрать нормальные пробы, что тоже относительно и часто весьма спорно. Если у тебя 100 отчётов, ты что все 100 будишь мачить?.. Достаточно выбрать одну-две и по ним строить.
Видать, я не такой уж эксперт, так как я в первую очередь проверяю отчёты по переводу пробы=)) какие давления открытия были, объемы и сравниваюи пр.
Во многих отчетах из лаб, например, наблюдала, когда ГС, найденное при разных Рн, наносили на график ГС/глубина отбора и пытались найти тренд=))
Лаборатории бывают разные. Вот у меня была лаба, так когда к нам приезжала проба, мы не только лезли в замеры давлений, но и чуть ли не в дела скважин залазили, и добычу смотрели, и вообще полный анализ делали всего ))) вот тогда и проба хорошая будет ))). Правда не все понимают для чего это нужно, и начинают коситься...)))
Но в основном все работают так - сунул, вынул и бежать ))) прям как в жизни многие так живут...
Если хорошо знаком с деятельностью лабы, то знаешь что от них ожидать.
А по поводу "приходит к "специально обученным экспертам которые должны выбрать ...спорно", так кому же ещё коль не нам? )) Ну не сейсмикам же!
Спорно - эт я имела в виду не экспертов, каешна, тока к экспертам надо обращаться..эт в идеале.. тока вот, куда ни плюнь, все чо-то мнят себя экспертам в области пвт и в то же время путают дифф. разгазирование и ступенчатую сепарацию=))
я хотела сказать,что выбрать сложно и часто выбор вызывает сомнения=) Поэтому-то мне интересно, кто на каких критериях основывается при выборе пробы, на основе которой потом модель адаптирует.
уффф.. ну прям полегчало щас=))
Что бесплатно - это точно. Только если это включено в программу. Собственно, это больше вопрос для того, кто координировал работу со стороны заказчика: этот человек должен указать mud engineer-у, что он должен нацедить base oil или надавленного фильтрата и передать его тому, кто на буровой после окончания работы будет готовить пробы к транспортировке. Пробы фильтрата из самой скважины взять мало реально и уже бесплатно не будет :-) Если в вашей лаборатории есть пытливые умы, то было бы интересно взять пробы бурового раствора с глубины и потом из него попробовать прикинуть, как изменятся свойства фильтрата. Хотя, так как это уже требует, как минимум, "открыть и закрыть крантик", то бесплатно уже не будет (в нормальном случае) и я не совсем уверен, что это реально даст.
Проблема не только в планировании, но и в исполнении. После работы можно определить, насколько качественная проба, посмотрев на запись оптических сенсоров (есть нюансы). Тем более, даже очень хорошую пробу можно запороть при транспортировке или в лаборатории.
Честно говоря, я все больше прихожу к выводу, что некоторая ошибка в PVT - это то, с чем вполне можно жить. По сравнению с геологическими неопределенностями - мелочь. Уже тот факт, что зачастую те случаи, где по уму надо иметь композиционную модель, люди используют black oil и получают неплохие результаты, говорит мне о том, что подшаманить можно все.
Интересно было бы глянуть на этот отчетец. Есть у меня шанс? В Сибири не работаю, просто любопытство, каких еще слонов мы рождаем.
Беспорно, что оперируя огромными непределенностями, трудно ждать что PVT прояснит ситуацию и станет всё светло и ясно. С другой стороны, можно же и 3D сейсмику не делать, всё равно такая же точность достигается более дешёвыми методами, как делали в Америке на заре нефтепоисков - запустил кошку чёрную, дикую в поле, где остановилась там и бурим! Чего уж там, деньги тратить бешенные!
В выделеленых интервалах по ГИС снимается профиль давления(например RFT), затем - по интервальное испытание на трубах на депрессиях приближенных к эксплуатационным, с отбором герметизтрованных проб и контролем состава флюида в фазе притока. Все.
Эта программа и предлагалась. Применение же MDT только подтвердило ее рациональность. В результате имеем три СПО MDT вместо одной, отсутстиве представительных проб, отсутствие достоверхных данных по насыщению интервалв, непроизводительное время.
С точки зрения продвижения бренда, впаривать подобный хай-тек при любой административной возможности и даже в самых неподходящих условиях, делать доп работы (оплачиваемые!) - это нормальная практика. Но обычно, при такой маркетинговой политике, инжененров пишущих отчеты заставляют "правильно" представлять полученную фактуру. Этому можно поучится у продавцов гербалайфа. Согласитесь, ведь покупающий услугу пипл должен хавать с удовольствием и без лишних к нам с вами вопросов о действенности плацедо))))
Извините господа, что вторгаюсь в Вашу столь продолжительную беседу все таки я не понял, где больше косяков в процессе отбора проб, в выходных параметрах выданных лабораториями или при несовместимости этих параметров при моделировании. Так сказать, складывая эти три не совсем простых процесса всё равно придётся человеку, которому нужен исходный продукт, это качественные параметры чем то жертвовать.....например несовершенством модели или недостатком проб (количеством по площади и глубине)) или некачественным разгазированием ( и находит давление насыщения простым методом замера давления поинтервально в наиболее адаптивной скважине) то есть творить самому …..
Какая разница где больше? И при отборе брака хватает и при анализе в лаборатории.
Если в первом и втором случае всё хорошо, то и при моделировании будет всё хорошо, потому что всё сложится в единую картину состояния пластовой системы, а уж смоделировать это - дело техники.
И ещё одна проблема - недостаточная освещенность пласта пробами. Отбирут 3 глубинных пробы, сделают PVT по каждой и напишут "сделано 3 анализа стандартной сепарации, по трём пробам - дифференциальное, по трём - ступенчатую. Итого проанализировано 9!!! глубинных проб". Вот такая арифметика. А сунешься окажется что все три пробы из одной скважины и за одно число - т.е. просто параллельные пробы одной (!) пластовой пробы.
Итог 9=1! Вот такая геология, Мавроди рядом не валялся
Извините господа, что вторгаюсь в Вашу столь продолжительную беседу все таки я не понял, где больше косяков в процессе отбора проб, в выходных параметрах выданных лабораториями или при несовместимости этих параметров при моделировании. …..
Ну понятно что ничего не понятно потому что везде дело техники, при отборе проб, при лабороторных исследованиях, при моделировании....Вы знаете сам отбирал пробы(стараясь взять капиляр покачественнее) имел лабороторные анализы и как предвзято они относятся к разрядке камер в полевых условиях и так же видел как модельеры всё потом это используют.....а лаборатории есть и полевые и очень качественные только это мало кому надо.....нужен план и прирост....
Золотые слова!
И вместе с тем, а как обидно! То чем занимаешься всю жизнь оказывается никому не нужно. Намоделировал без всяких экспериментов, нарисовал красивые картинки и всё...
Печально всё это, но нужно быть оптимистом и не опускать руки, тогда хотя бы будешь получать личное удовлетворение от своей работы
No comments......
Моё мнение, что искать тут виноватых нет смысла=)) Иногда просто никого не найдёшь... Тем более сложно оценить, где больше косяков, а где меньше...
Но рыба всё-таки гниёт с головы, поэтому ошибки, допущенные в процессе пробоотбора, ведут за собой некорректные цифры из лаборатории... когда уже достаточно информации о залежи накоплено, то сразу видно, какие цифры не внушают доверия и что можно выбросить, а когда пробы взяты на паре разведок, то тут выбирать не приходится... И, в конеце концов, руки, не персаженные вовремя обратно в плечи, при построении модели флюида, могут тоже внести свою лепту=))
Нужно всё проверять по цепочке: отбор -> перевод пробы -> рез-та анализа -> сама модель -> сравнение её с реальными данными...
Если на начальном этапе цепочки косяк, то и дальше идти не стоит...
Вот как-то так, наверное...
Правильную цепочку строите, но забыли первое и главное звено ЦЕЛЬ.
Именно это звено будет определять подготовку скважины, условия при отборе, оборудование, комплекс исследования в лаборатории и участие результатов в моделировании.
99% современных исследований не имеют четко сформулированной ЦЕЛИ, что и тянет за собой всю цепочку и приводит к непригодным результатам.
Происследуйте на снижение неопределенности. Какой? Не знаем.
Какие эксперименты делать? По ОСТу. По ОСТу их три комплекса. Да? Сами выберите что-нибудь.
Сепаратор тест делать? Да. С какими условиями на ступенях? Не знаем.
и т.п.
Снимаю шляпу
Страницы