Ноя 10
Доброго дня всем!
Встречались ли вы с экспериментами по растворению выделившегося в призабойной зоне (да и не только) газа обратно в нефть? Где можно посмотреть результаты? И вообще - ваше мнение относительно принципиальной возможности этого процесса и возможности его технической реализации? Буду признателен за обоснованные мнения и ссылки на работы. И как вы бы обосновали значение параметра DRSDT (опцию скорости обратного растворения газа) в Е100 (если бы вдруг заставили)?
Спасибо.
P.S. Возможно, эта тема уже поднималась. Буду благодарен за отсылки к другим дискуссиям.
Опубликовано
20 Ноя 2010
Активность
53
ответа
8988
просмотров
15
участников
0
Рейтинг
Я смотрю тема не особа популярна была.
На данный момент предлагается на месторождении остановить часть добывающих скважин на месторождении и запустить закачку с целью поднять Рпл, чтобы выделившийся газ из нефти растворить повторно в нефти.
Эффективность обосновывается тем, что на определённых участках скважины стояли в бд около 10 лет и потом запуская одну скважину на участке мы получаем падение по обводнённости.
Основная причина - растворение газа в нефти, вследствие повышения Рпл.
Кто что думает о данной теории. Насколько применима, может у кого опыт есть?
Тому несколько причин. Но в твоем случае надежно было бы провести эксперименты, их перевести в симулятор и понять стоит ли игра свеч.
То что вы наблюдаете надо понять доскональна, если начальное пластовое давление не слишком высоко чем давление насыщения то шансы на то что вы вгоните газ обратно в нефть маловероятно (возможно я не прав). А то что через 10 лет вы видите снижение обводненности возможно из за других причин. Я думаю из ТИЗов постепенно нефть мигрирует в хорошие коллектора а дальше вы ее добываете. Этот процесс быстрее наблюдается в трещиноватых коллекторах но в твоем случае думаю ждать долго приходиться.
Абсолютно согласен со всем(:
Согласен, что вероятность вогнать газ обратно мала. Но люди в это верят. О строительстве модели пока речи не идёт. Хотя... Планируется взять реальный участок и опробовать технологию на нём.
Основной причиной снижения дебита на остановленных скважинах так же вижу перераспределение запасов. Но специалисты объясняют это немного по другому(:
Хотелось бы понять как можно ускорить этот процесс растворения газа, кроме как повысить давление на максимальную величину? Мешалкой помешать?(:
И, вообще, примеры с положительным эффектом были?
но это при условии что и начальное пластовое было не меньше создаваемого
согласен с ProMan
нужно моделировать с адекватной моделью
Это давление выдержит, думаю даже ещё мона процентов на 5-10 поднять. Тока выдержат ли нагнеталки, да и автофрак...
Но это снова на словах пока...
Я так понял, что опробывания данной теории проводились тока в лабораторных условиях?
В конечном случае у тебя получиться подобие навороченного ВГВ.
Потому что создание давления выше природного может привести к непредсказуемым результатам, которые трудно спрогнозировать. Могут активироваться вроде бы непроницаемые трещины, увеличится скорость диффузии газа через глины и т.п. неприятные вещи. В результате эффекта (растворения) вы не достигнете.
По хорошему воздействие нужно оказывать в длительный промежуток времени и постепенно, как минимум также как шло падение давления по пласту.
Возможно положительные сдвиги и будут, но насколько они будут оправданы затратами - это вопрос.
Как говорят - поздно трусами махать, надо было раньше думать, до того как давление упало ниже Рs.
Но если уж браться то основательно подходить. Модель по нефти обязательно обосновывать, не среднее по палате, а именно доказывать каждый параметр.
P.S. в связи с этим у меня две для тебя новости, хорошая и плохая))).
Хорошая - мы можем сделать модель по нефти )).
Плохая - до конца года у нас работа расписана по часам ))).
На данный момент предлагается на месторождении остановить часть добывающих скважин на месторождении и запустить закачку с целью поднять Рпл, чтобы выделившийся газ из нефти растворить повторно в нефти.
Эффективность обосновывается тем, что на определённых участках скважины стояли в бд около 10 лет и потом запуская одну скважину на участке мы получаем падение по обводнённости.
Основная причина - растворение газа в нефти, вследствие повышения Рпл.
Кто что думает о данной теории. Насколько применима, может у кого опыт есть?
Я смотрю тема не особа популярна была.
Видимо это ноу-хау. В первом номере журнала "Нефтепромысловое дело" за этот год описан метод такого способа увеличения нефтеотдачи без примеров правда .
мне кажется это чем-то сродни обратному растворению конденсата. когда смотрят на кривую содержания конденсата в зависимости от давления, говорят - ну и пусть давление падает, все равно обратно конденсат испарится в газ и добудем.
да вот не выходит чего-то
и эксперименты по повышению давления выше Pb есть. У Лысенко описаны случаи "реанимации" месторождений, когда при повышении пластового до и выше, коэффициент продуктивности медленно но верно восстанавливается.
Такое может быть?
Статья.________1.bmp
она же,легче________0.bmp
Какой-то трэшак.. В стиле Автора. Всем понятно, что продуктивность падает при забойных ниже давления насыщения, есть статитстические зависимости Фогеля, Фетковича + тут, по-моему, Лысенко мимоходом что-то подобное вывел на основе данных одного или нескольких месторождений. По ним можно оценить/прикинуть целесообразность снижения давления до определенного уровня. А вот о (частичной?) необратимости этого процесса в статье не говорится вообще. Ладно с газом, он хоть в колбах обратно растворяется, хотя в пористой среде все не так. Про асфальтены интересно узнать - они тоже у автора в нефть уходят при повышении давления?
Согласен, что статья полного понимания не даёт. Может в книге или полноценных исследованиях более подробно. Статья это ж типа как abstract к книге.(:
толькот в данной статье Лысенко пишет о снижении коэф. продуктивности по нефти, вследствие выдееления газа из нефти. И данное снижение описывает формулой (о чём и была речь):
Кпрод=Кпрод.нач.*exp(-a*(Рнас-Рзаб)) и дальше вместо a ставит 0.03, видимо на основе данных по своему месторождению.
a- это наклон в экспоненциональной зависимости. Но как его найти, на основе каких данных?
Вопрос:
Что это вообще за зависимость?
И, как найти снижение Кпрод по нефти?
Сам попробовал вывезти, через уравнения Вогеля, но я получаю жидкость, а не нефть. да и не сходитсячто-то.
Я немного, около полутора лет, внимательно слежу за деятельностью Лысенко. Вначале мне тоже казалось, что формулы какие-то простоватые и наобум взятые, однако, в защиту старого человека, скажу, что все формулы имеют или математическое обоснование с подтверждением на аналитических моделях (это что касается характеристик вытеснения) и проверены многолетним проектированием (настоящим, не на вшивых гидродинамических моделях) с авторским контролем и анализом. Другая половина формул имеет эмпирическое обоснование. Конкретно, формула снижения продуктивности по нефти при снижении давления ниже давления насыщения обоснована практическим обобщением. Для одного месторождения в книге "Теория и практика разработки нефтяных месторождений" если я не ошибаюсь, приведен полный порядок вычисления коэффициента "а". Сложного там нет ничего, обрабатывается забойное и продуктивности во времени.
Что касается "упрощенности" формул. Основная цель теории проектирования и анализа разработки месторождений в то время, была такой - чтобы каждый разработчик мог посчитать дебит скважин, чтобы проектирование месторождения занимало один день (эта цель была достигнута) и говорила языком "анализа" разработки. Также вводилось понятие "аналогии" в разработке, таким образом приступая к новому месторождению учитывался опыт разработки соседних месторождений. Могу ответить практически по всему о чем написано у Лысенко (личка).
Уравнение Фогеля походит в основном для подбора режима или расчета входного дебита нефти для скважин с нулевой или незначительной обводненностью.
По-моему, даже для отдельного однородного пропластка нет универсального ответа, как повлияет газ на изменение соотношений фазовых по нефти и воде. Это будет зависеть от смачиваемости и от структуры пористой среды, т.к. эти параметры определяют, течение какой фазы будет в большей мере блокироваться пузырьками газа. Тут моделями Стоуна не обойдешься - возможно есть физические эксперименты, но я видел только упрощенные модели трехфазного течения в масштабе пор.
Если же есть два пропластка, один из которых полностью обводнен, а другой - девственно нефтеносен, то доля нефти в общем потоке снизится из-за того, что газ будет выделяться в большей степени в нефтеносной части. Будет ли разгазироваться остаточная нефть (диспергированная или пленочная) в промытом пропластке - хз, опять же нужны эксперименты.
Ремарка в сторону.
Каждое месторождение как в первый раз. При таком фактическом опыте закладывать "эксперименты" имея десятки загубленных месторождений и сотни с забойным ниже насыщения....
Изначально вопрос был про растворение выделившегося газа. Нет опыта восстановления продуктивности в масштабе месторождений. Зарубежный опыт говорит о том, что если режим растворенного газа имеет место быть, КИН по месторождению снижается как минимум двукратно. Локальный эффект от снижения депрессии может быть объяснен рядом других факторов, часть из которых в этой теме уже назвали. Чтобы понять, в растворении ли газа дело, надо ясно понимать физику процесса, а не рожать "простоватые формулы" из интуитивного опыта. ИМХО.
Про Лысенко поспрашиваю обязательно) Был бы рад поменять своё мнение по поводу части его трудов, т.к. в целом в плане накопления и анализа опыта разработки советских месторождений заслуг его умалять нельзя
Э брат - "Нет опыта в восстановлении продуктивности месторождения" это у кого именно?
За полгода не быстро, но реанимируются. Опять к ремарке - сотни месторождений российских в эксплуатации и опять - нет опыта. Какого ещё опыта нет? Исследований нет? Как нет?
А простоватое или нет это как посмотреть. Сила тока она тоже простая - I=U/R, а другой стороны это как его там, количество электронов через поперечное сечение проводника в единицу времени и так далее не помню точно, которая вроде точная, но практически не применимая.
И если, как сейчас модно говорить "синергетический" эффект достаточно точно описывается как K=K0*EXP(-a(Pпл-P)) - это имеет значимость. А если идти со стороны - дайте мне фазовые по нефти и газу, дайте мне скорости прямого выделения и обратного растворения, дайте мне композиционный состав, дайте мне проницаемости точные, дайте мне пористости, насыщенности и полные таблицы PVT и в итоге все это ещё и адаптировать под факт - ну нет уж. Электроны считать по одному это не инженерный подход. Далее, что делать с такой моделью? Да, она с некоторой погрешностью опишет один эксперимент. А дальше что? Как масштабировать полученное решение на другую скважину? Как адаптировать не зная что будет.
Ну вот примерно так. Надеюсь не резко.
Ну и ответ - есть промысловое подтверждение восстановления продуктивности по нефти при повышении забойного давления выше давления насыщения описанное у одного автора. Завтра предложу ОПР, сам не во что не верю, может оно и действительно так.
А простоватое или нет это как посмотреть. Сила тока она тоже простая - I=U/R, а другой стороны это как его там, количество электронов через поперечное сечение проводника в единицу времени и так далее не помню точно, которая вроде точная, но практически не применимая.
И если, как сейчас модно говорить "синергетический" эффект достаточно точно описывается как K=K0*EXP(-a(Pпл-P)) - это имеет значимость. А если идти со стороны - дайте мне фазовые по нефти и газу, дайте мне скорости прямого выделения и обратного растворения, дайте мне композиционный состав, дайте мне проницаемости точные, дайте мне пористости, насыщенности и полные таблицы PVT и в итоге все это ещё и адаптировать под факт - ну нет уж. Электроны считать по одному это не инженерный подход. Далее, что делать с такой моделью? Да, она с некоторой погрешностью опишет один эксперимент. А дальше что? Как масштабировать полученное решение на другую скважину? Как адаптировать не зная что будет.
Ну вот примерно так. Надеюсь не резко.
[/quote]
Я о моделях даже не заикался. Это вообще дело третье.
Вопрос - за счет чего это восстановление произошло на самом деле и произошло ли оно вообще. На описание результатов ОПР очень интересно было бы взглянуть, хорошо, что этим кто-то занимается на месторождениях.
Хорошо, рассмотрим следующую "теорию" почему это вообще возможно.
Разделим пласт на слои по которым фильтруется чисто вода (промытые слои) и на слои в начале которых поступает вода, а в конце добывается нефть.
При снижении давления ниже давления насыщения, на некотором расстоянии от скважины, водоносные пласты не имеющие газа, продуктивность не теряют. В слоях дающие нефть, в описанной зоне понижения давления, за счет выделения газа повышается вязкость нефти. Следовательно, снижается продуктивность и увеличивается соотношение вязкости нефти и вытесняющей воды. Это явление негативно влияет на характеристику вытеснения и приводит к ненормальному увеличению обводненности.
Повысив забойное давление, некоторое время в скважину поступает нефть повышенной вязкости, постепенно заменяясь на обычную нефть. Также часть "свободного" газа растворяется обратно в нефть (это кстати совершенно не важно, есть это явление или нет). В зависимости от объема пласта в котором произошло появление "плохой нефти" и будет зависеть время восстановления продуктивности до нормальной.
Отсюда вытекает условие неприменимости. Если нефтяные слои полностью разгазированы, то есть "нормальной" нефти нет, эффекта не будет. Можно уповать на обратное растворение газа, только в случае если он ещё есть. Как определить момент когда стоит этим заниматься. По газовому фактору, если он достиг максимума и пошел вниз, здесь поздно что-то делать.
Вот что я понял из приведенной статьи.
Во-первых, это очень вольная интерпретация статьи. Автор дважды повторил причины, которые приводят, по его мнению, к снижению продуктивности при разгазировании (газ, асфальтены и почему-то парафин). Ни про какие вязкостные эффекты речи не идет, с чем я полность согласен. Изменение вязкости нефти в этих диапазонах не того масштаба явление. Уж это-то легко моделируется во всём софте, что горит. Не верите - смоделируйте. Я моделировал.
Во-вторых, Вы описываете ситуацию, когда забойное снижают ниже давления насыщения уже на позднем этапе разработки. Обычно разгазирование происходит уже на фонтанном режиме эксплуатации, соответственно по всей работающей толщине. Просто поражение газом низкопрооницаемых пропластков более существенно и величина критической газонасыщенности в них выше, но это уже к вашей теории не имеет никакого отношения.
В-третьих, вы то пишите, что неважно, имеет ли место обратное растворение, то предлагаете на него "уповать". Не объясняете, как может восстановиться продуктивность за счет вязкости, если как минимум в призабойной зоне есть связанный газ кратно снижающий фазовую проницаемость.
Можно ещё и дальше продолжать, но незачем - ломать не строить. Но то, что Вы написали к обратному растворению и к статье Лысенко имеет слабое отношение, хотя читать интереснее было, чем последнюю - тут логика и аргументация с точки зрения физики присутствует хотя бы.
Хорошо, рассмотрим следующую "теорию" почему это вообще возможно.
Разделим пласт на слои по которым фильтруется чисто вода (промытые слои) и на слои в начале которых поступает вода, а в конце добывается нефть.
При снижении давления ниже давления насыщения, на некотором расстоянии от скважины, водоносные пласты не имеющие газа, продуктивность не теряют. В слоях дающие нефть, в описанной зоне понижения давления, за счет выделения газа повышается вязкость нефти. Следовательно, снижается продуктивность и увеличивается соотношение вязкости нефти и вытесняющей воды. Это явление негативно влияет на характеристику вытеснения и приводит к ненормальному увеличению обводненности.
Повысив забойное давление, некоторое время в скважину поступает нефть повышенной вязкости, постепенно заменяясь на обычную нефть. Также часть "свободного" газа растворяется обратно в нефть (это кстати совершенно не важно, есть это явление или нет). В зависимости от объема пласта в котором произошло появление "плохой нефти" и будет зависеть время восстановления продуктивности до нормальной.
Отсюда вытекает условие неприменимости. Если нефтяные слои полностью разгазированы, то есть "нормальной" нефти нет, эффекта не будет. Можно уповать на обратное растворение газа, только в случае если он ещё есть. Как определить момент когда стоит этим заниматься. По газовому фактору, если он достиг максимума и пошел вниз, здесь поздно что-то делать.
Вот что я понял из приведенной статьи.
Поясним понятия. "Эффективная" вязкость нефти это отношение mu/k*, то есть можно оперировать верхней частью Дюпюи k=k0*k* и рассуждать в терминах снижения проницаемости, либо объединив числитель и знаменатель в комплекс "эффективная вязкость нефти" не трогать проницаемость k0 и рассуждать в терминах изменения "эффективной" вязкости. Это не изменяет порядок рассуждения. Появление газа катастрофически влияет на ОФП нефти, либо увеличивает "эффективную" вязкость. Можно приплюсовать и АСПО. Здесь расхождений с автором нет.
Я немного моделирую, поэтому ваше недоумение мне понятно.
В статье говорится о уже начавшемся обводнениии, поэтому и я придерживался того-же порядка. Для фонтанирующих скважин, также легко повторить рассуждения. В итоге, снижается период безводной добычи нефти. Низкопроницаемые включения, будут тормозить процесс восстановления продуктивности, за счет низких скоростей фильтрации.
Противоречий со статьей не вижу. Обратное растворение не имеет значения, если "плохая" нефть вытесняется "хорошей" это чистая механическое замещение одного другим. И имеет значение, если пласт полностью разгазирован (нет ППД в начальном этапе) так как "хорошей" нефти уже нет - здесь остается только уповать на обратное растворение.
Тут как раз, по-моему, надо котлеты от мух отделять. Если зона разгазирования невелика, то нефть с ухудшенными PVT-свойствами может быть отобрана при повышении забойного выше Pнас и проблема вязкости снимется. Но газовый скин при этом будет все так же существенно снижать продуктивность
Это и есть то, что я два раза написал. За счет этого и происходит ("теория") повышение продуктивности. Молодец.
С газовым скином, если ты понимаешь как он работает при повышении давления - думай дальше.
Просто промолчать было бы пустым занятием, хотя и написать тоже не очень "информационное" послание пустое.
Я не знаю, что такое "газовый" скин - наверное это "остаточный" или "неподвижный" газ снижающий продуктивность. Здесь я не стану объяснять почему (это очень долго и связано с рассмотрением ОФП с немного другой стороны), но однако уменьшение такого скина возможно.
Если не правильно понимаю, что такое газовый скин - сообщи в личку.
Расскажете потом, чем там у вас продолжилось или закончилось, очень интересно.
я про это:
На данный момент предлагается на месторождении остановить часть добывающих скважин на месторождении и запустить закачку с целью поднять Рпл, чтобы выделившийся газ из нефти растворить повторно в нефти.
Эффективность обосновывается тем, что на определённых участках скважины стояли в бд около 10 лет и потом запуская одну скважину на участке мы получаем падение по обводнённости.
Основная причина - растворение газа в нефти, вследствие повышения Рпл. )
В одной из компаний встречал вопрос - "а можно ли поднять просаженное давление в пласте и испарить выпавший конденсат?"
Что-то очень похожее научно-фантастическое :-)
По фазовой диаграмме то он конечно испарится, да и в колбе тоже... а вот в пласте, что-то вряд ли.
есть такой эксперимент - вапоризейшн
Был и реальный пример - газовое хранилище на месте выработанного месторождения газа. Так вот в пласт закачивали сухой газ, а потом выкачивали газ и ведро конденсата ))).
Кто не знает - закачка/выкачка газа на ПХГ совершается сезонно. Газ немного настоялся в пласте при повышенном давлении, и насытился конденсатиком, который уже давно списан как выпавший в пласте
Совершенно верно. Еще один пример это сайклинг процесс. Бывает частичный сайклин, где закачивается обратно в газовую шапку только часть от добытого газа. При этом давление неуклонно падает и выпадает конденсат, но этот выпавший конденсат со временем когда к нему подходит сухой газ из газонагнетательных скважин испаряется довольно хорошо. В областях промытых сухим газом может быть 100% извлечение.
Спасибо всем за интерес к проблеме:)
Встречный вопрос - насколько, как вы думаете, реально на большом месторождении поднять давление закачкой до начального пластового в пределах какого-то участка? Если при этом еще и экстремальная послойная и, гипотетически, латеральная неоднородность по проницаемости (высокопроводящие слои + техногенные и естественные протяженные трещины).
По мне так можно в скважины хоть тринитротолуол качать, все куда-то утечет и давление в тех зонах, где выделился газ (а они, видимо, низкопроницаемые) не поднимется до достаточного уровня или для этого потребуются такие объемы закачки, что рядом с опытным участком скважины будут только воду качать.
Я кстати забыл уточнить. В том вопросе интересовались закачкой воды в конденсатное м-е.
А закачкой газа понятное дело можно испарить и в режиме смешивания разрабатывать.
Чем-чем(: Сейчас происходит выбор простаивающих участков, с целью анализа результата и масштабирования на другие. Минимальные затраты: восстановление ППД, да пара пьезометров и ждёмс и замеряем, и снова ждёмс. При положительном результате уплотняющее бурение. В общем пока только планы.
И какое получилось давление растворения газа в нефти? Какой газ на м/р-ии?
Где бы эти лабораторные условия еще увидеть... Если у кого есть ссылки на эксперименты - поделитесь, а?
На примере одного месторождения с высоковязкой нефтью и газовой шапкой (газ сухой - метановый 95%). Давление насыщения примерно 90 атм, Давление растворения газа в нефти около 500 атм, т.е. для этого месторождения задумка с перекачиванием пласта явно неуместна. Для Вашего месторождения возможно не так, но то, что давление растворения выше Рнас - это как правило.
На примере одного месторождения с высоковязкой нефтью и газовой шапкой (газ сухой - метановый 95%). Давление насыщения примерно 90 атм, Давление растворения газа в нефти около 500 атм, т.е. для этого месторождения задумка с перекачиванием пласта явно неуместна. Для Вашего месторождения возможно не так, но то, что давление растворения выше Рнас - это как правило.А как получили цифру в 500 атмосфер?
Да, интересный вопрос - как получили "Давление растворения газа в нефти около 500 атм" ?
Я понимаю, если бы оказалось минимальное давление смешивания 500 атм - для метанового газа это вполне подходящая цифра.
Да согласен, скорее похоже на давление смешивания... Для растворения, насколько я понимаю критично время эксперимента.
вчера на заседании ЦКР Ексоннефтегаз и Инконко защищали изменения в проект разработки Чайво-море.
Они утверждают что именно так у них и происходит.
И КИК у них вырос с 0.7 до 0.85
Если это (рост давления) происходит по причине природного характера (мощности аквифера хватает, если перестать добывать конденсат на какое-то время?), то все равно это надо обосновать убедительно...
А вот ППД и уж тем паче искусственно подаваемая вода (хоть в контур, хоть в законтур) с этим никак не справится.
Страницы