Как бороться с пеной при КВУ?

Последнее сообщение
Don_Ir 52 7
Авг 11

эта пена задолбала уже.

получается, что если нет ТМСа, то плотность в затрубе неизвестна.

и если пена в начале КВУ, то все. она закрывает все ФЕС призабойной зоны.

что делать?

отжим пены - это слишком долго, стоять около суток на скважине и отжимать - это не круто.

 

Как вы боретесь у себя с такой проблемой?

Решаема ли вообще она?

что Вы думаете на счет алгоритма пересчета пены?

наколько реально описать все процессы образования пены в затрубе?

pevgen 404 9
Авг 11 #1

Don_Ir пишет:

эта пена задолбала уже.

получается, что если нет ТМСа, то плотность в затрубе неизвестна.

и если пена в начале КВУ, то все. она закрывает все ФЕС призабойной зоны.

что делать?

отжим пены - это слишком долго, стоять около суток на скважине и отжимать - это не круто.

 

Как вы боретесь у себя с такой проблемой?

Решаема ли вообще она?

что Вы думаете на счет алгоритма пересчета пены?

наколько реально описать все процессы образования пены в затрубе?

Думается, что без ТМС проблема не решаема. Процесс образования пены имеет слишком много неизвестных, начиная от геометрии затрубного пространства и заканчивая степенью вибрации подвески при работающем ЭЦН. На одном из месторождений эта проблема решалась установкой штуцера в затруб.

При наличии ТМС на нескольких скважинах, можно пытаться делать кластерный анализ по плотности и использовать его данные на скважинах без ТМС.

Ну и относительно крутизны.... Может забить на крутизну?

welltester 509 10
Авг 11 #2

думаю пенку сдувать наверное как то надо ???

VIT 1077 12
Авг 11 #3

Don_Ir пишет:

Как вы боретесь у себя с такой проблемой?

Делаем КВД с датчиком давления, зачем вам КВУ ? Лучше сделать выборочно 5 качественных КВД чем 50 непонятных КВУ.

abet 57 10
Авг 11 #4

Лучше тогда уж ИД сделать на частотнике. Или если есть проблема пены, то залейте с ЦА-320 куба 2-3 воды))

Don_Ir 52 7
Авг 11 #5

[/quote]

При наличии ТМС на нескольких скважинах, можно пытаться делать кластерный анализ по плотности и использовать его данные на скважинах без ТМС.

Ну и относительно крутизны.... Может забить на крутизну?

[/quote]

Можно тут поподробнее о кластерном анализе.

насколько он работает этот анализ?

 

на счет крутизны не понял Embarassed

pevgen 404 9
Авг 11 #6

Берете свое множество скважин  и выделяете значащие факторы образования пены. Для каждого фактора выбираете число шагов изменения, внутри шага свойства смеси считаются постоянными. Таким образом у вас будут сформированы кластеры, и вы будете знать, что если скважина имеет обводненность 20%, плотность нефти в ней 0,8 т/м3 и ГФ 120 м3/м3, то пены в ней 200 метров. Степень надежности такого анализа зависит от правильности выделения значащих факторов, точности их измерений и стабильности во времени.

Насчет крутизны вы писали, что сутки сидеть на отжиме не круто.

Don_Ir 52 7
Авг 11 #7

pevgen пишет:

Берете свое множество скважин  и выделяете значащие факторы образования пены. Для каждого фактора выбираете число шагов изменения, внутри шага свойства смеси считаются постоянными. Таким образом у вас будут сформированы кластеры, и вы будете знать, что если скважина имеет обводненность 20%, плотность нефти в ней 0,8 т/м3 и ГФ 120 м3/м3, то пены в ней 200 метров. Степень надежности такого анализа зависит от правильности выделения значащих факторов, точности их измерений и стабильности во времени.

Насчет крутизны вы писали, что сутки сидеть на отжиме не круто.

но как я узнаю, сколько там пены при 20% обводненности, плотности нефти в ней 0,8 т/м3 и ГФ 120 м3/м3.

 

pevgen 404 9
Авг 11 #8

По скважинам с ТМС

Don_Ir 52 7
Авг 11 #9

pevgen пишет:

По скважинам с ТМС

По ТМС я могу определить плотность столба газожидкостной смеси.

например, Ртмс = 40 атм => р=0,4 г/см3 при уровне 300 м.

зная обводненность, и плотность воды и нефти, я могу примерно определеить плотность жидкости без газа.

Зная Ртмс, я пересчитываю на уровень. Например, Нд = 600 м.

отсюда "пена" (если представлять ее, как сливки в чашке с кофеМ) = 300м.

Тут в принципе можно играть уже не с "пеной", а с плотностью ГЖ-смеси, то есть при таких то параметрах, плотность ГЖ-смеси такая та.

я правильно понимаю?

pevgen 404 9
Авг 11 #10

Правильно

Don_Ir 52 7
Авг 11 #11

pevgen пишет:

Правильно

Ух ты!) Спасибо!)

Если Вам не сложно, какие параметры можно принять во внимание при таком анализе?

pevgen 404 9
Авг 11 #12

Пенообразование зависит от взаимной растворимости газа и жидкости, количества газа, давления, температуры, геометрии затрубного пространства. Какие измеряемые параметры у вас могут описать эти вещи - я не знаю. В любом случае надо выявлять зависимые и независимые переменные и строить уравнение регрессии, дальнейший расчет производится на этом уравнении. Чистая матстатистика.

Don_Ir 52 7
Авг 11 #13

Получается, что эти уравнения я смогу только по двум параметрам строить.

хотя возможно Пена не будет зависеть от одного параметра (корреляции не будет), но может будет зависеть от комплексного параметра, содержащий в себе несколько параметров (например, дебит и диэметр экс колоны).

в общем тут нужно вручную подбирать. а мож есть какая нить определенная методика?

должна быть.... в книжках придется порыться.

Может у Вас есть пример подобного анализа?

буду признателен! :)

pevgen 404 9
Авг 11 #14

Я вам в принципе расписал уже методику, если этого недостаточно, могу только за вас эту работу сделать, присылайте договор.

Cheater 162 12
Авг 11 #15

теоретический все это есть в некторых методиках пересчета уровня уровня в Рзаб, например метод Ансари, Хасан-Кабира. Но как и все расчеты результат зависит от корректности исходных данных :(

Поэтому отжим это наш выбор :) Лучше на отжиме сутки простоять, чем остановить скважину на 10 суток и ничего не получить.

Cheater 162 12
Авг 11 #16

Лично мне больше интересен вопрос как предугадать наличие/отсутствие пены в скважине до начала исследования.

Don_Ir 52 7
Авг 11 #17

Pevgen, сорри, не хотел Вас задевать как то.

просто реально легче, когда пример есть хоть какой нить. все равно спасибо!

2 Читер:

при отжиме можно же передавить уровень ниже реального динамического. так же?

Cheater 162 12
Сен 11 #18

Don_Ir пишет:

при отжиме можно же передавить уровень ниже реального динамического. так же?

Нет. Даже если уровень отожмется ниже текущего, то ничего страшного. При этом также вырастет затрубное и ты получишь корректное Рзаб

VIT 1077 12
Сен 11 #19

Don_Ir пишет:

Pevgen, сорри, не хотел Вас задевать как то.

просто реально легче, когда пример есть хоть какой нить. все равно спасибо!

2 Читер:

при отжиме можно же передавить уровень ниже реального динамического. так же?

Ага, и даже ниже приема насоса.

 

volvlad 2092 12
Сен 11 #20

Есть у меня определенные сомнения по поводу того, а пена-ли в затрубе или что-то другое... Проводил-ли интересно кто-нибудь опыты в лаборатории, постоянно прогоняя газ через столб нефти и пытаясь из нее получить именно пену, т.е. пузырьки газа разделенные пленкой нефти. Мне почему-то кажется, что сделать из нее пену будет достаточно трудно.

В основном, если при добыче давление на приеме насоса, ниже давления насыщения и образуемый газ при этом через газосепаратор идет в затруб, говорят о режиме течения, который называется ZNLF (Zero Net Liquid Flow), при котором через статичный столб жидкости постоянно проходят пузырьки газа.... и основная проблема в корректном орпеделении плотности, не более того. Есть корреяции позволяющие оценить эту плотность при различных условиях.

Don_Ir 52 7
Сен 11 #21

мне кажется, если и кола пенится при открытии бутылки, то и нефть вспенится может.

даж если обводненность высокая, лишь бы газа хватило вспенить нефть в затрубе.

.....

в основном, от чего явно зависит в этих корреляциях плотность газожидкостной смеси в затрубе, кроме как от Рзатр?

volvlad 2092 12
Сен 11 #22

Don_Ir пишет:

мне кажется, если и кола пенится при открытии бутылки, то и нефть вспенится может.

даж если обводненность высокая, лишь бы газа хватило вспенить нефть в затрубе.

.....

в основном, от чего явно зависит в этих корреляциях плотность газожидкостной смеси в затрубе, кроме как от Рзатр?

Просто я к тому, что пена должна быть достаточно устойчивой... хотя хз.... если у кого-нибудь есть реальные лабораторные данные было ыб неплохо посмотреть...

По поводу от чего зависит, от PVT ствойств нефти (плотность, газовый фактор, давление насыщение, ...) и от режима работы скважины, забойное давление, дебит, обводненность... По этим корреляцием в зависимости от конкретного давления, температуры, скорости течения, и свойств жидкости, определить режим течения, долю газа и вычислить плотность... зная плотность, потери на трение и ускорение, вычисляется давление на нужной глубине....

Все эти корреляции хорошо описаны в литературе и реализованы в программах по моделированию скважин (Prosper, WelFlo, etc).

FullChaos 875 11
Сен 11 #23

volvlad пишет:

Есть у меня определенные сомнения по поводу того, а пена-ли в затрубе или что-то другое... Проводил-ли интересно кто-нибудь опыты в лаборатории, постоянно прогоняя газ через столб нефти и пытаясь из нее получить именно пену, т.е. пузырьки газа разделенные пленкой нефти. Мне почему-то кажется, что сделать из нее пену будет достаточно трудно.

В основном, если при добыче давление на приеме насоса, ниже давления насыщения и образуемый газ при этом через газосепаратор идет в затруб, говорят о режиме течения, который называется ZNLF (Zero Net Liquid Flow), при котором через статичный столб жидкости постоянно проходят пузырьки газа.... и основная проблема в корректном орпеделении плотности, не более того. Есть корреяции позволяющие оценить эту плотность при различных условиях.

при отборе проб на устье нефть ещё как пенится, при этом давление в линии всего 5-6 атмосфер что на порядок ниже давления насыщения, а газ в ней все равно присуствует

pevgen 404 9
Сен 11 #24

volvlad пишет:

Есть у меня определенные сомнения по поводу того, а пена-ли в затрубе или что-то другое... Проводил-ли интересно кто-нибудь опыты в лаборатории, постоянно прогоняя газ через столб нефти и пытаясь из нее получить именно пену, т.е. пузырьки газа разделенные пленкой нефти. Мне почему-то кажется, что сделать из нее пену будет достаточно трудно.

В основном, если при добыче давление на приеме насоса, ниже давления насыщения и образуемый газ при этом через газосепаратор идет в затруб, говорят о режиме течения, который называется ZNLF (Zero Net Liquid Flow), при котором через статичный столб жидкости постоянно проходят пузырьки газа.... и основная проблема в корректном орпеделении плотности, не более того. Есть корреяции позволяющие оценить эту плотность при различных условиях.

В лаборатории не проводил, а несколько натурных наблюдений было:

  1. Чем сУше газ, тем менее устойчива пена. На месторождении, где в составе газа 97% метана, пена лечилась изменением давления в затрубье на 2-5 атм.
  2. В Нефтеюганске проводили исследования с привлечением геофизиков, писали через НКТ плотномер по затрубью. Граница отражения эхосигнала отбивалась только по температуре, плотность была распределена равномерно и составляла около 0,2 г/см3.
  3. В описанной вами установки нужно добавить источник вибрации, т.к. работающий ЭЦН таким источником является.
volvlad 2092 12
Сен 11 #25

pevgen пишет:

В Нефтеюганске проводили исследования с привлечением геофизиков, писали через НКТ плотномер по затрубью. Граница отражения эхосигнала отбивалась только по температуре, плотность была распределена равномерно и составляла около 0,2 г/см3

0.2 г/см3 - это была плотность ниже предполагаемого уровня, т.е. в "жидкой фазе".

Для сравнения хорошо было бы для этой скважины, построить модель и сравнить результаты.

voron4m 330 9
Авг 15 #26

Пена в затрубе это благо для скважин с большим ГФ или работе скважин с давлением на приеме насоса ниже давления насыщения. Это значит, что сепаратор работает, газ отбивается в затруб. Смоделировать этот процесс довольно просто, если есть Prosper или PipeSim: сделайте модель газлифта по затрубу (этим и объясняется равномерное распределение плотности в затрубе). Очень полезно для определения % эффективности работы газосепаратора и мультифазника.

Go to top