Июл 13
Коллеги, подскажите пожалуйста , как можно расчитать период освоения горизонтальной скважины, вернее с помощью чего кроме РД 153 39 0 ?
И есть ли вообще такая возможость?
Смысл в том, что есть скважина, по которой происходит падение дебита по жидкости. На вопрос, что происходит, мониторщики говорят, что она еще не вышла не режим.
Что нужно для того, чтобы подсчитать, сколько нужно скважине дней для выхода из освоения...
Опубликовано
08 Июл 2013
Активность
32
ответа
5977
просмотров
9
участников
0
Рейтинг
)) сча тут дискуссия развернется нехилая) кину пару заманух... скважина на установившемся режиме когда распределение давления достигло контура питания, а время это = Радиус контура питания в квадрате / 4/ Пъезопроводность
ну контур питания соответсвенно в упрощенном варианте = половине расстояния между скважинами)
а вообще режим после бурения надо подбирать а не смотреть как все валится вниз.. штуцера пробовали менять? как себя ведет дебит по жидкости, газ, вода?
Штуцера менять пробовали. Отработка была.
Скважина вышла из бурения в начале марта. А вот дебит до сих пор падает. Воды нет. Газовый фактор немного увеличился. В марте был 20. Сейчас 60 куб на куб.
Мониторщики уверены, что еще на стационарку не вышла.
Сижу вот думаю, почему дебит падает.
Скважина - длинная горизонталка 5 километров , с ICDшками.
В курсе. Но чето не верится, что на почти 4 месяца, возмущение до контура питания не дошло при пьезопроводности 2200
надо в геологии поковырятся еще. может там линза какая. ну если ствол в 5 км у вас там с забоем все впорядке? ГНКТ прогнать там для уверенности что гидрозатвор не образовался (наверняка раствор весь не вынесла после бурежки)
раствором же плюнула 2 месяца назад.
гнкт спускать будут только осенью, а вот почему дебиты падают при относительно хорошей гелогии непонятно.
Добрый вечер. Позвольте вступить в дискуссию.
1. Геология не бывает относительно хорошей или относительно плохой, надо правильно формулировать свои мысли, если Вы имеете ввиду Кп, Кпр, Кнг, Кво, то это называется петрофизика. Она, кстати, тоже не бывает хорошей или плохой.
2. Вы просите совета, но не даете по существу никакой информации, кроме как "дебит, он падает, почему?" Для начала, немного конкретики нам (и Вам) бы помогло. Уточните пожалуйста, следующее:
- месторождение
- залежь (эксплуатационный горизонт / хотя бы стратиграфическую привязку)
- конструкцию скважины
- эту самую "относительно хорошую геологию"
- объясните четко что именно со скважиной делали после бурения (как осваивали, на каких штуцерах (диафрагмах) отрабатывали, как продолжительно, какие при этом были параметры (чем и как работала/ работает). Если при бурении были осложнения - тоже уточните.
Только в этом случае можно рассчитывать на более-менее адекватные окмментарии Вашей ситуации.
3. По существу: Восточка дело говорит. Сгонять туда надо "хобот". Но не просто тыкать его в забой и мыть, а очень неплохо было бы прописать на этом "хоботе" ПГИ (PLT), желательно режимах на пяти и в статике, опять же желательно маклсимально возможный комплекс (ПГИ и "что-нибудь нейтронное",что именно - зависит от "относительно хорошей геологии"). И естественно, все это анализировать, используя максимум данных по скважине. Делать это должен профессионал. Боюсь, спустить термометр-манометр "докуда можно" на провлоке, пересчитать на Нэф/2, померять дебит и загрузить это все в сапфир/пансистем Вам не поможет. Четсно говоря, мое личное мнение - ГДИС без ПГИ - труба на бане. Могу привести много примеров. Если "хобот только осенью", то можно сделать PLT с помощью забойного двигателя (welltractor), благо, их сейчас как грязи развелось.
Как-то так вот.
да.. лямов 5 готовьте сразу.. если денег нет остается только ждать и ЭЦН в вертикальную часть спускать
Скважину осваивали 8 дней. Откачали приблизительно 1000 кубов за это время. Из них где то половина нефть, остальное нефть плюс раствор.
Штуцировать стали с 4-го дня. Шутцеры 23 20 22 16
На платформе не все атк просто. Не получится провести пги тогда , когда надо. Необходимо обоснованное планирование.
я работаю в настоящее время исключительно на платформах, делаю как раз таки ПГИ (plt и проч. работы на кабеле/проволоке/хоботе в закрытом/иногда открытом) стволе. почему- то у нас все очень даже просто. не знаю, как у Вас, если стоит баржа, а на ней а-50, то да, наверно, не очень просто. а так, что мешает?
давления какие на шайбах? и как плавают?
Как тут уже писали интересно бы увидеть геологическую характеристику объекта.
ЗЫ. "Хорошая геология" - новый термин геологов-нефтяников-математиков
игра называется "угадай ка". рискну предположить, что это Каспий, Корчагинское, Лукойл.
У Лукойла нет Корчагинского месторождения )))
Как нет?? Широтная площадь, месторождение им Ю. Корчагина
судя по ВНК, это нефтегазовая залежь возраста верхняя юра - неоком. Нефтяная часть залежь установлена по результатам бурения первых скважин в верхнеюрских доломитах и нижнемеловых неокомских песчаниках. Газоконденсатная часть залежи выявлена в в неокомских отложениях
Рино, а подскажите, пожалуйста, каким приборным комплексом Вы пишете ПГИ на горизонте и какие из них надежно дают профиль и состав притока при дебитах порядка 100 м3/сут? Прошу прощения за оффтоп.
2 krichevsky
в настоящее время работаю линейкой приборов Sondex, очень ими доволен. посмотреть существующие можно на офф. сайте. в частности, мне нравится САТ (cap. array tool) для состава, дает очень даже неплохой результат. радиоактивные тоже на высоте. Сондекс даже сравнивать нельзя с российским металлоломом различного производства. про других не знаю, сам не работал, видел шлюмбуржовский результат на месторождениях ЯНАО по горизонталкам с трактором. тоже достойно. Видел бэйкер, они даже tool awards в прошлом году подняли за production logging toolstring, разработав хитровы***ный gasview с ингк, но дорого, наверно, это стоит. презенташка бейкера где- то лежит. если надо. шлюмовская тоже есть. по сондексу могу сам ответить.
ну это не одно итоже. И залежь нефтегазовая, а не газоконденсатная.
Но к сожалению опять уши от сути вопроса
Brewer, ИМХО, это нормально. Такое уже видели. Скважина скин набирает. Этот процесс может продолжаться месяца 3 или полгода :), тут не угадаешь. Особенно, если скважина краевая.
Гадать не хочу. Хочу знать как можно оценить время (расчитать сколько его нужно), ну и тем более, что скважина не краевая
Пересчитай забойное давление в пластовое p = pw + Q/PI, посмотри как ведет себя пластовое.
Нежалко - покажи что получилось.
прони какая?
по резам испытаний 65мД
по ИД получили пролуктивность 4800 на штуцере 18 получили 2100
пьезопроводность 2230
в графике или просто несколько значений ?
График конечно, абсолютные значения не так важны
Из вышеперечисленного можно примерно прикинуть время выхода на радиальный режим: 3790*8500^2*0,2*0,5*(1E-5)/65/24 ~ 200 дней
К сентябрю выйдет ;0).
Формулу не проверить конечно твою, знаю - что на 5mD за 15 дней устаканивается режим (радиус 250-300 м)
200 суток как-то через чур
Роман, скважина же горизонтальная. Чем больше длина, тем дольше ждать радиального режима.
Формула - расчет времени начала радиального режима в горизонтальных скважинах:
Т нач=3790*(длина^2)*porosity*mobility*compressibility/permeability.
размерности можно) для информации.спс
OilField units, Посмотри подробнее от Петра Способного:
http://www.petroleumengineers.ru/comment/46889#comment-46889
стр 39 ;0)
Полгода вполне реальный срок в этом случае. Не проводя расчеты (автору топика, я бы рекомендовал провести расчеты), можно так навскидку сказать, что выходить на режим будет около полугода.
Из недавно пробуренного, есть более или менее близкий аналог - 2000 метров, проницаемость единицы милидарси, скважина вышла на стабильный режим через 3 месяца. Точнее сказать, вышла на стабильное падение.
Здесь тоже продуктивность за 40 дней не вышла на "математически чистый" режим. Можно прикинуть какое теоретическое время и какое практическое время, разница я думаю колоссальная, мне кажется для практических расчетах интересней время достижения, ну например 5% отклонения от режима, там же затухающая экспонента.