Подсчётные параметры пластовой нефти

Последнее сообщение
visual73 2142 11
Ноя 13

Коллеги!
Как же достала эта ситуация! Был сегодня на севещании. Люди собираются выходить на подсчёт запасов.
И опять двадцать пять, начальник отдела начинает тыкать мне в лицо Инструкцию ГКЗ 1984 г, с её "брать параметры пластовой нефти по дифференциальному разгазированию"!
Вот я вас всех спрашиваю, доколе будет продолжаться этот тупизм?? Как ещё нужно вдалбливать, что параметры должны браться по ступенчатой сепарации? У меня уже терпение заканчивается бороться с этой непотопляемой гидрой. Почему люди не хотят думать головой и безоговорочно верят всем инструкциям, и боятся хуже ада этих экспертов на ГКЗ??
Может застрелить всех создателей этой инструкции? Тогда меня покажут по ТВ и я выскажу почему я это сделал?!
Какая бюрократия, и это длится десятками лет...
Как я устал....
2 вопрос.
20 проб со стандартной сепарацией и три из них только со ступенчатой/дифференциальной. По одной пробе по якобы ступенчатой сепарации газосодержание 170 против 175 м3/м3 по стандартной, по другой - 175 против 159 по стандартной!!
А по хер, берём три пробы по "ступенчатой", осредняем и вот те подсчётные параметры! На хера 20 проб по стандартной, по фиг что соотношения пляшут то в одну то в другую сторону - это ж уникальная российская нефть! У нас же всё не так как за рубежом! У нас все уникумы!
бл...пора уже уходить, не могу совладать с этим зверем, по кличке - аппарат!
Как ап стенку черепом... без пользы... и что за страна то такая, задолбанная Сколько жизней надо положить чтобы свернуть этот тупизм. Моей точно не хватит, выдыхаюсь.

P/S/ Они всё таки решили своей головой идти на ПЗ - скатертью дорога, я под этим маразмом не подписался. Баба с возу, как грят, кобыле можно рысцой. Однако по нервам прошлись..."а нам не надо авторскую модель, сделайте нам как в подсчёте и по фиг что там не верно, вы сделайте, а мы уж дальше сами...". Вот блин, один защитит, а другой потом пытается нормально добычу сбить, какой там! Не бывать этому пока такой маразм.

я терь понимаю почему всем на всё по хер...сам скоро таким стану

Гоша 1118 12
Ноя 13 #1

...за 7 лет (в 2006-м мне сказали абсолютно ту же фразу "а нам не надо другим методом, надо как в подсчете") в аппарате не поменялся и не заржавел ни один винтик - вот какая надежность!

Antalik 1407 12
Ноя 13 #2

Проблема не в инструкциях как таковых, а в том что они не обновляются и устаревают. Кто-нибудь знает какой у них жизненный цикл? Кто, как и где их пишет, обновляет, принимает?

 

jedi72ru 182 6
Ноя 13 #3

Иструкции утверждает и пишет комиссия Роснедр...
Пока действует сам аппарат ГКЗ, Роснедра, инструкции будут вечны. Ибо на этих инструкциях уже сделаны миллиарды ПЗ, и дедушки в комиссии понимают только их (ибо они есть истинина, а все остальное ересь). Приходящие на место бессмертных дедушек воспитаны в этой машине и ломать ничего не хотят... Потому, что истина писалась не глупцами и кто они такие, что бы это менять...

В тему, защищали мы ПЗ после переобработки сейсмики, после инверсии с кучей новых скважин....
У дедушек и у нового главы ГКЗ хватило ума смеяться глядя нам в глаза над словом импеданс, ведь как известно хорошую вещь импедансом не назовут. 
Знай геолог, интерополяция единственно верный метод картопостроения, и не дай бог у тебя на карте будут значения больше чем значения в скважинах... Забудь про моделирование всяк входящий в ГКЗ. 
Только гладкие карты, только интерполяция, только хардкор.

volvlad 2078 11
Ноя 13 #4

А продолжаться это будет до тех пор пока компании не начнут делать модели месторождений для себя, я не потому что ЦКР/ГКЗ это требует. Учитывая, что для легитимной добычи нужны подсчет запасов и проектный документ, выполненные в соответствии с определенными стандартами, которые (проекты и подсчет) в случае отклонений нужно переделывать. Нефтяные компании по большей части занимаются постоянной подготовкой проектов и подсчетов. Если еще параллельно для себя модели делать, то для этого потребуется значительно большее число человеческих ресурсов. Для проблемных месторождений возможно и делаются "внутренние" модели, не для "органов", но не думаю, что таких проектов много (и скорее всего эти работы отдаются на подряд).
Могу сказать, что на моем прошлом месте работы мы делали 2 набора моделей, для себя и для проекта. На простеньких м-ях модели для себя зачастую представляли собой мат баланс. Для проблемных делали сложные модели, где часто заморачивались скажем двойной пористостью или еще чем нибудь. Более того модели для проектов зачастую к моменту выпуска уже устаревали, скажем из-за того, что после бурения одной или нескольких скважин менялись запасы или проектные дебиты не соответствовали факту.

visual73 2142 11
Ноя 13 #5

надо их взорвать ядерной бомбой, может тогда винтики не склеются и потребуется писать новую инструкцию :)
Как я зол, ух, как я зол.... :-) Жалко потеряных лет, почему этот геморрой никто не решает не ясно...

А по поводу "жизненного цикла"... к сожалению, это такая клоака, что любая инструкция тысячу раз устаревшая по всем правилам и канонам, возводится на крышу церкви вместо креста, и утверждается что раз другой нет то надо молиться на эту. И всё! Точка.
Можно конечно попробовать инициировать обновление этого документа... но меня то касается только одна строка, но какая! Для меня она всё! Нужно непременно влезть в совет по созданию новой инструкции, тогда то я уж точно напишу правильно :) Надо поговорить с людьми, может что и получится... но верится с трудом, если уж до сих пор ничего не изменили, что, спецов что-ли нет, или всех всё устраивает в этой инструкции? Тока меня что-ли не устраивает?

visual73 2142 11
Ноя 13 #6

Верно подмечено про дедушек, которые не смыслят в цифре...
и ещё про "Компаниям нужно всё это!!!" - 1000 раз верно! Компаниям а не государству в лице ГКЗ! Именно тогда начнёт всё работать как надо, когда начнут деньги считать!
Я и говорю... что за страна блин! Я тебя люблю страна, но что ж ты такая тупая! Всё через ж... Дайте сердце что-ли вынуть как Данко...затопчут и забудут, потому что никому не нужно...
Шо ж такая безысходность то! Наверно из-за пасмурной погоды :)

AlNikS 855 10
Ноя 13 #7

Утвержденная цифра газосодержания 159 или 175 как влияет на реалии разработки месторождений? У нас уже давно пришло понимание, что ПТД отдельно, а модели в поддержку разработки отдельно. Понимание пришло давно, а вот наладить нормальный понятный рабочий процесс все никак не получается :)

visual73 2142 11
Ноя 13 #8

Wasteland Rat
Когда общаешься с неглупыми людьми, то понимание проблем у всех есть. Попадаются правда индивиды...
А вот так и получилось и в нашем случае, ПТД они вообще отдельно делали, причём требовали с меня чтобы я задрал им все показатели т.к. они списали видишь ли слишком много газа!!! А ПЗ сейчас вообще отдельно живёт, тут у них всё по своему, но тоже как я описал - проблема на проблеме...
Да по фиг, пусть живут, лишь бы меня не трогали больше. Задолбали.... ну и обидно конечно за такое состояние дел.
Газосодержание - это не только нефтерастворенный газ, но и объёмник и вязкость и всё остальное. Газосодержание - это всё!

Aleksander 231 6
Ноя 13 #9

"Только гладкие карты, только интерполяция, только хардкор." - по-моему этого достаточно чтоб понимать во что привратилась ГКЗ :)

 хотя и среди дедушек попадаються нормальные адекватные, только легче от этого не становиться пусть даже говорят не "ересь эти ваши модели" а  "ну вы молодцы конечно, мне даже нравится, но извините принять не можем, инструкция это не предусматривает"....   говорим "так давайте поменяем инстуркцию, адаптируем под сегодняшний день, подкорректируем ведь всем легче жить будет, какой никакой порядок появится", а в ответ "да мы ж не против, мы вообще за, но не сегодня, не сейчас, потом, позже, обязательно...
что тут скажешь, погрязли мы в порочном кругу живем как в королевстве кривых зеркал и каждый боится взять на себя отвественность его разорвать ибо назовут ума лишённым и выдворят из королевства...      

visual73 2142 11
Ноя 13 #10

Когда человек ничего не имеет (обычно молодёжь), он ничего не боится потерять (но кто их слушать будет), как только он обрастает авторитетом, он просто так уже в драку не полезет, сто раз обдумает (отмеряет) всё, как бы ощипанным после этого боя не остаться, и даже если он уверен в победе в драку всё равно не сунется - а зачем,  - не трогай и не пахнет вроде...поэтому и сидим там где сидим.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #11

Пока нефтяным компаниям не так сильно мешают жить исследования, нефть как известно и без проб течет - ничего не изменится. Визуал, ты не с той стороны ждешь изменений. Почему бы и не Роснефти занятся этими вопросами.

visual73 2142 11
Ноя 13 #12

Я за! Пусть Роснефть вместе с Лукойлом займутся этим вопросом...
Только когда и низы не хотят и верхи не могут жить по старому случаются революции

sNeG 753 8
Ноя 13 #13

RomanK. пишет:
Пока нефтяным компаниям не так сильно мешают жить исследования, нефть как известно и без проб течет - ничего не изменится. Визуал, ты не с той стороны ждешь изменений. Почему бы и не Роснефти занятся этими вопросами.
Тоже так считаю, пока можно без проблему качать с крупных месторождений - зачем лезть на мелкие рисковые, зачем лезть в бажен когда сверху без проблем нефть прет. Скоро все само собой придет, настанет время задуматься, искать новые пути и методы, строить реальные модели для эфффективной разработки, а не подгонять под подсчет...но пока итак все в шоколоде!

Гоша 1118 12
Ноя 13 #14

...пока и так 60-70% нефти под землей остается...

dimakazah 33 8
Ноя 13 #15

Обнаружил данную тему в форуме. Почтивав, что здесь написано, ничего полезного для себя не обнаружил. Я то думал здесь действительно, что то актуальное обсуждается, а на самом деле написаны рассуждения человека, которого попросили объяснить и уточнить почему он получил такие результаты, которые к стати противоречат регламентам. Тем более который косвенно называет своих коллег не совсем адекватными людьми. Пользователю visual73 просто надо пойти работать на госслужбу. Я на 100% уверен, что дальше красивых слов в форуме у visual73 ничего бы не вышло, а система  прошлась бы по нему по полной. Так что говорить о старичках работающих в ГКЗ и ЦКР просто не совсем корректно. Visual73'у надо просто пойти  работать  ГКЗ или ЦКР (за небольшую зарплату для Москвы) и свернуть горы, создав правильный регламентный документ, а то привык получать хорошую ЗП в нефтянке и разглагольствовать о "глупых" РД. 
Сам не раз наступал на такие же грабли (РД и упертость дедушек), но никогда плохо не отзывался о своих коллегах, с которыми работаю в одной компании.
Которые кстати тоже могут сидеть на форумах данного сайта. 
Ни одна нефтяная компания не потратит своей кровно заработанной копеечки на какие то РД, а  государство свои кровно отобранные деньги у людей не отдаст на такую ерунду, как РД.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #16

Да ладно вам. Газпром пишет регламенты и переписывает, нам то что в нефтянке на рд восьмидесятых всю жизнь сидеть? что там по моделированию, какого года актуально и актуально ли вообще.

Aleksander 231 6
Ноя 13 #17

беда в том что устаревшые РД тормозят развитие современных технологий.

AGA 740 6
Ноя 13 #18

Раньше никогда не замечал за visual таких душевных выплесков...Если уж он так разгоричился - значит что-то совсем уже пошло не так =)) А может просто накопилось =)

По поводу развития соглашусь, все должно быть в ногу со временем, другое дело кто за это возьмется?
 

visual73 2142 11
Ноя 13 #19

Ну вот пошли наезды :) Причём безосновательные.
То что проблемы с устаревшими инструкциями и рд есть со мной многие здесь присутствующие согласятся. И это хорошие специалисты.
То что я называю дураков дураками, ну и что? Имею права назвать несведущего человека глупцом. Мало того, когда человек совсем не разбирающийся в вопросе начинает мне тыкать в инструкцию и с веренностью слона обвиняет меня в некомпетентности, я тоже называю такого человека твердолобым дураком. Сначала изучи вопрос, а потом наезжать будешь.
Мне приятно когда задают вопросы по работе над которыми стоит поразмышлять, пусть и неприятно но видеть свои промахи и исправлять их. Но мне неприятно объяснять "специалисту" простые вещи, человеку который просто не хочет слушать и потрясает перед моим лицом инструкцией. И неважно где этот человек работает, в моей компании или в ГКЗ.
У нас в институте есть много уважаемых мною специалистов. Это действительно специалисты с большой буквы. Мне приятно с ними общаться потому что я узнаю от них что-то новое. После разговора сразу видно думает человек или руководствуется только "железной" схемой.

dimakazah
Хотя вам, как вы пишите, всё известно в этом обсуждении, однако позволю напомнить, что тема про вид разгазирования пластовой нефти по которому подсчётные параметры следует принимать вразрез рекомендациям Инструкции ГКЗ 1984 г. была раскрыта ещё в начале 1990 г. в журнале "Геология Нефти и Газа". Вам это похоже неизвестно, раз удивляетесь моему возмущению по "справедливому" требованию объяснить почему я не следую этой инструкции. Этот вопрос не просто назрел, он уже давно перезрел и лопнул как чирий.
Да и вообще судя по вашим же словам вопрос вам совсем неинтересен. Так зачем же вы написали своё сообщение в этой теме? От скуки чтобы гадость сказать? Я вам ещё не успел ранее насолить, по всей видимости вы сами работали подмастерьем у этих дедушек? :) Да вы и сами пишите про это. Поэтому и кинулись в пламя чтобы защитить честь своих коллег :)
Ну а что вам известно по сути данного вопроса? Чем отличаются виды разгазирования и почему всё же нельзя использовать свойства нефти по дифференциальному разгазированию? Ничего? Тогда стоило ли вообще писать? Ваше сообщение действительно пустое и направлено только для обострения и перехода на личности.

Не всегда я получал хорошую зп в нефтянке. Работал и за 2 тыс. руб., в НИИ в Саратове (государственный институт) я был зав лаб и официальный оклад у меня был 5 тыс. руб. (4 года назад). Понятно что был приработок от договорных работ, но с государственными контрактами я знаком. Не нравится зп в ГКЗ в Москве? Так не работайте, уходите, ищите работу лучшую. Никто не берёт на лучшую? Тогда какой вы специалист если никому не нужны? Поэтому и платят мало.
А если называть регламенты - ерундой, то и жить мы также будем, и нечего тогда пенять на маленькую зарплату.

На самом деле я пытался недавно пробить в компании три внутренние стандарта связанных с флюидами. Хотел привлчь иностранных спецов, в частности Брайана Моффета с линкедина.
И что? Было это как раз на перепутье между тнк и рн. Предыдущие "сверху" заявили что все стандарты в области PVT были уже изобретены 100 лет (!) назад, зачем нам новые стандарты? Я так прикинул, ктож там 100 лет назад чего придумал? Вспомнил только Стендинга с его монографией 1947 года.
Вторые ничего не сказали, просто завернули. Кстати говоря завернули все те же что перешли из тнк.
Вот и на вопрос ответил с инструкцией. Хотя с ней возможно меня поддержат многие наши эксперты. Надо пробовать.
Но опять же бесплатно у нас ничего не делается. Не в смысле мне в карман, зп у меня не меняется от этого. Просто у меня есть выработка 5 лямов в год /чел. И если заниматься инструкцией то нужен внутренний бюджет, кто ж мне отменит мою выработку?! А кто мне даст бюджет? Руководство страны - не даст, дудки, руководство компании? Что-то сомнения берут после первой попытки.

AGA
Наверно не поверите, но я очень эмоциональный человек за что и страдаю часто) и переживаю всё в душе, а чтобы не оставаться с проблемой наедене выплёскиваю другим на обсуждение :). В данном случае у меня никого рядом не было, все в отпуске :) вот и выплеснул ушат :)

asher forever 523 11
Ноя 13 #20

dimakazah пишет:
Так что говорить о старичках работающих в ГКЗ и ЦКР просто не совсем корректно. Visual73'у надо просто пойти  работать  ГКЗ или ЦКР (за небольшую зарплату для Москвы)

Зп небольшая, а остальное заносят им за свои экспертизы, которые они лоббируют прямо на заседаниях, опуская работу.

EmptyEye13 101 11
Ноя 13 #21

А еще такой момент, когда значение КИН надо указывать до 3 или иногда 5-го знака после запятой. Ага, точность оценки запасов, прогнозных дебитов и экономики (а экономика по факту прогнозируется на том же низком уровне что и землетрясения, рецессии обнаруживают через год после их начала) у нас чуть-ли не абсолютная. О неопределённостях, погрешностях, вероятностях, и прочих рисках нам и знать как будто не надо - только время тратить их оценивать, да народ зря беспокоить )) А потом берешь два соседних и близких по параметрам месторождений, КИН отличается на 20%.

dimakazah 33 8
Ноя 13 #22

А может все-таки попробовать написать правильную инструкцию, которая кстати, тоже большому количеству народу не понравиться. Может взять и попробовать отстоять свою точку зрения в ГКЗ (ЦКР), а если работу не примут, все объяснить своему руководству, из-за чего работу не приняли с первого раза, а еще попытаться объяснить недропользователю про провал защиты. Потому как у последнего появятся куча проблем из-за не утвержденного пересчета (подсчета) запасов. 
 
Если бы каждый за  свой этап  отвечал (геофизики, петрофизики, сейсмики и т.д.), в плоть до взысканий, вот тогда бы и не было бы таких не совсем хороших отзывов о своих коллегах. Кстати за счет этих дураков и поступают деньги в любой научный институт, потому как ПЗ и проектные документы приносят прибыль, а не иссследования глубинных проб пластовых флюидов. Так что надо пробывать.

Kolos 203 10
Ноя 13 #23

Читал Visual73 и чуть не плакал. Прочувствовал всю скорбь и безысходность ситуации. Россию не победить, она сама себя погубит пока большинство не начнет думать головой, а не инструкциями. Совет вам один - найти работу где ваши знания и опыт будут использованы с пользой. Но Россия при таком раскладе потеряет еще одного специалиста скорее всего. 

Хотя если dimakazah предполагает, что сюда заходят (на форум) дедушки иногда, то еще не все потеряно. 

Vzhyk 68 8
Ноя 13 #24

Ндааа  -  ингда   прсто  диву  даюсь  как  там  вааше  в  Росии то  хоть каплю нефти  то добывают  если все  ценные  специалисты  то по  хьюстнам   и прочим  лондонам  .. Ведь   угробят все   Деды  неумелые  без  советов  от экспертов  универсальных.

 А если по  делу - было  бы  желание    ! непросто но можно  и нужно  менять   сушествующую  систему    если она  устарела  или неадекватно.  Причем в  равной мере   это применимо что   к    регулируюшим  нормативным актам  в  РФ  так и  ко многим   внутренним  документам   больших  западных  компани  которые    зачастую  вполне  себе  совковы.

 Вопрос  в  том  чтобы  грамотно обосновать  и  доказать  .. ну и потратить  сил  наверное  тоже ..  а   Судьбах   Родины  рассуждать оно  конечно   не  так   хлопотно

NOVIK 63 10
Ноя 13 #25

dimakazah пишет:
Кстати за счет этих дураков и поступают деньги в любой научный институт, потому как ПЗ и проектные документы приносят прибыль, а не иссследования глубинных проб пластовых флюидов. Так что надо пробывать.

Да уж, что первично. Курица или ..... А как без  исследования пластовых флюидов? Правда  дело это  хлопотное и неблагодарное.

GridMen 82 6
Ноя 13 #26

Расскажите, пожалуйста, почему надо брать именно ступенчетую сепарацию, и что надо делать с 20 пробами стандартной???
 

Eugene 554 11
Ноя 13 #27

Потому что свойства (объемник, газосодержание и т.д.), которые вы ставите в формулы для подсчета "управляются" условиями сепарации. В общем, свойства нефти зависят от условий разгазирования (сепарации). Сравните подсчетные параметры по трем видам разгазирования (стандартной, дифф. и ступ.). В целом, разница тем больше будет, чем более летучая нефть.
Стандартная сепарация - то что делали всегда, поэтому ее обычно больше всего.
При недостаточном количестве экспериментов по ступенчатой сепарации, стандартную можно пропорционально "поправить".
Наш эксперт visual73 вам много еще чего интересного может рассказать и уже тут писал.

Но есть один вопрос во всей этой эпопее.
Хорошо. Подсчетные параметры должны быть по ступенчатой сепарации - это правильно по физике процесса. Но. Какие должны быть условия на ступенях этой сепарации? Правильно. По условиям на промысле. Но они плавают и по ходу разработки, а особенно, когда еще нет схемы подготовки, а тем более между разными месторождениями. Поэтому и в лабораториях условия даже для одного месторождения могут быть разные. А следовательно и подсчетные параметры меняются. Усреднять их - это неверно. Как тогда сравнить два соседних месторождения по подсчетным параметрам, если  они будут приняты по своим ступенчатым сепарациям? Поменяете условия на ступенях - получите другие параметры.
Брать по стандартной сепарации также неверно, т.к. запасы нефти занижаются. Поэтому возможно, было выбрано дифференциальное разгазирование, т.к. обычно она проводится в 8-10 ступеней, т.е. примерно один базис для всех.
Путаница в регламентах по подсчету запасов есть - это факт. Наводить порядок там надо, но насколько радикально - это вопрос. Как говорят ломать не строить, но не факт, что новый теремок будет ровнее...

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #28

Меня удивляет больше другое явление. Может я не прав и коллеги меня поправят. На месторождении происходит разгазирования и отбор проб. Параметры глубинных проб показывают снижение давления насыщения и газосодержание - это ожидаемо, так как часть газа уже выделилась. Однако подсчетчики запасов осредняют новые пробы со старыми и получают низкое давление насыщения (это удобно для разработки). Даже получается что пластовое давление текущее выше давления насыщения нового, но ГФ мама не горюй. Вроде бы зачем им это делать? А ответ в объемном коэффициенте, чем ниже давление насыщения тем меньше объемный коэффициент, тем больше пересчетный коэффициент, тем больше запасов. С такой вот вроде ерунды можно получить 5% точно может и больший прирост запасов. Беда приходит позже, заодно и ставится более низкое газосодержание нефти. В итоге разработка не закончена, а газ по 6ГР весь списан. Встречали подобные явления и какое ваше мнение по поводу.

Eugene 554 11
Ноя 13 #29

Вы вот сейчас публично раскроете заговор подсчетчиков :)
Ну есть ведь начальные запасы и текущие. Текущие должны по подсчетным параметрам считаться на дату подсчета, а соответственно и пробы в этом участвовать должны, которые отражают текущее состояние. Но учитывают, я полагаю, все пробы за историю, вот и получается картина, которую вы описываете, а формально - все ок. Полагаю, что сказываются не совсем понятные правила в регламентах.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #30

"Текущие должны по подсчетным параметрам считаться на дату подсчета, а соответственно и пробы в этом участвовать должны, которые отражают текущее состояние."

Вы серьезно так считаете? Подсчет запасов считает только НАЧАЛЬНЫЕ запасы нефти и газа.
Текущие запасы получаются за вычетом добытого, свойства нефти и прочего для этого не требуются.
Парадокс в том, что чем чаще вы делаете подсчет, тем чаще меняется начальное состояние пластового флюида. Потом модельеры страдают от того, что давление на ГНК и давление насыщение (начальное) это разные вещи, при утвержденном PVT газовая шапка никогда не сформировалась бы. Если вы встречаете в расчетах RSVD вы поймете о чем я. Хотя с практической точки, такие модели проще выкинуть.

volvlad 2078 11
Ноя 13 #31

Eugene пишет:

Ну есть ведь начальные запасы и текущие. Текущие должны по подсчетным параметрам считаться на дату подсчета, а соответственно и пробы в этом участвовать должны, которые отражают текущее состояние.

Да в том и дело, что пробы нефти надо брать на начальной стадии разработки. Ценность проб на поздней стадии нулевая, особенно если давление в пласте снижалось ниже начального давления насыщения. 
То что Роман описал выше с искусственным занижением объемного фактора, все-таки единичные случаи. Тем более я особого смысла в завышении запасов таким способом не вижу.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #32

Владимир, я просмотрел точно по четырем месторождениям - одна и та же подсчётная песня.
Утром мне прислали с другого месторождения подсчет - то же самое, вопрос о том, что брать в качестве PVT встречается постоянно для старых месторождений. Материальный баланс газа, газосодержание, динамика ГФ и 6ГР не бьются друг с другом. Но стоит принять данные начальных проб, о чудо, всё работает :) Только оказывается, что забойные давно ниже давления насыщения, на факеле сгорает далеко не "проектный газовый фактор" и прочие чудеса. Объединяет этих разных исполнителей лишь одно - это особенность русской школы подсчета. Так что для меня это не редкость, а каждый встречный случай.

Ладно, писать так писать.

Это поведение подсчетчиков было бы оправдано в случае давления выше давления насыщения. Но видимо их не доучивают.
Также недоученны поголовно все до одного отделы разработок и НИИ бывшего СССР, когда считают "компенсацию". При разгазировании объемный коэффициент жидкости (Bt) изменяется, к примеру от 1.6 до 2.2. А при расчете компенсации учитывается только начальный объемный.
В итоге рождается мифы о перекомпенсации, о накопленной компенсации в 100%. Это бы работало в случае неразгазирования. Получается так - выделившуюся и добытую массу газа не учитывают при компенсации (если грубо), хотя для поддержания давления это необходимо.

Так-что PVT это важно, хоть я не понимаю в чем разница между стандартной и диф сепарацией (не вникал).

volvlad 2078 11
Ноя 13 #33

Да уж это что-то совсем странное. Ни разу не встречал такого если честно.
Не понятно как это пропускают эксперты? Или это от них исходит?

visual73 2142 11
Ноя 13 #34

Хотел написать большое сочинение, но нечаянно стер что писал, так что не обессудьте напишу кратко и матерно :) Женя, не занимайся херней, все уже давно изобретено. Ступенчатая сепарация от количества ступеней и условий на них отличается на порядок меньше чем ступенчатая от стандартной и дифференциальной. Сепарация должна быть эффективной - придерживайся этого принципа, потому что аналогичного принципа придерживается недропользователь при разработке месторождения, и проблем у тебя не будет с повторением исторических данных и прогнозом по добыче. Для анализа и сравнения данных используй стандартную сепарацию - важнейший эксперимент для этих целей.

Ну как я вижу все же многие здесь присутствующие видят проблемы при подсчете запасов, и я не зря поднял тему, велком, будем крушить вместе :)

Роман описал очень важную проблему, которую я как раз в настоящее время прорабатываю чтобы описать в статье. Проблема связана с главным принципом получения подсчетных параметров пластовой нефти согласно Инструкции 1984 г - осреднением свойств по глубинным пробам. В настоящее время этот принцип нужно полностью запретить, а многие старые подсчеты запасов следует вынести на ГКЗ для пересмотра параметров пластовой нефти и пересчета запасов. Похоже этот вопрос назрел. Я начал уже с Самотлора. Думаю что все получится.
Главное отличие диф разгазирования от стандартной сепарации - первая проводится при пластовой температуре на всех ступенях разгазирования, вторая в одну ступень и эта ступень при стандартных условиях 20 градусов в России.

visual73 2142 11
Ноя 13 #35

Добавлю что главными факторами влияющими на отличие свойств нефти от вида разгазирования являются пластовая температура и плотность сепарированной нефти (количество фракций С5-С10) . Повышение температуры и понижение плотности ведут к увеличения этих отличий.  Поэтому летучие нефти (встречаются ниже 3 км), обладая обоими этими свойствами, имеют максимальные отличия параметров по видам разгазирования. Второстепенные факторы - количество ступеней разгазирования. Например однократное разгазирование - это наиболее жесткие условия и летучесть фракций из жидкой фазы в газовую здесь очень высока, в отличии от более мягких ступенчатых видов разгазирования.

И еще пара фраз.
Текущие исследования на прямую не влияют на начальные параметры флюида, последние и утверждаются при подсчете запасов. Однако текущие исследования являются важнейшим звеном анализа данных и обоснования этих самых начальных свойств.
Тоже самое касается стандартной сепарации и диф разгазирования. Эти виды разгазирования напрямую не участвуют в принимаемых параметрах начального флюида, но являются важнейшим звеном анализа данных и настройки уравнения состояния.

Ну и немного в защиту русской школы. То что делалось в 60-70 ых годах - это было становление PVT, именно в то время отрабатывались новые методики проведения экспериментов, закладывались физические основы существования флюидов в резервуаре. Поэтому многое что сейчас видится неприемлемым, раньше было хорошим выходом из ситуации. Беда в том, что мы остановились в 80ых и перестали двигаться вперед. Сейчас мы сильно отстали, поэтому и инструкции 80-ых видятся нам ужасающими. Сейчас нужно изменить ситуацию сверху и далее постепенно исправлять ошибки прошлого.

как-то так, коллеги :)

Eugene 554 11
Ноя 13 #36

RomanK. пишет:
"Текущие должны по подсчетным параметрам считаться на дату подсчета, а соответственно и пробы в этом участвовать должны, которые отражают текущее состояние."

Вы серьезно так считаете? Подсчет запасов считает только НАЧАЛЬНЫЕ запасы нефти и газа.
Текущие запасы получаются за вычетом добытого, свойства нефти и прочего для этого не требуются.
Парадокс в том, что чем чаще вы делаете подсчет, тем чаще меняется начальное состояние пластового флюида. Потом модельеры страдают от того, что давление на ГНК и давление насыщение (начальное) это разные вещи, при утвержденном PVT газовая шапка никогда не сформировалась бы. Если вы встречаете в расчетах RSVD вы поймете о чем я. Хотя с практической точки, такие модели проще выкинуть.

Ну может не лучшая формулировка, но то что добыли вы как посчитаете не зная свойств добываемого пластового флюида? А свойства последнего явно не равны свойствам начального пластового флюида.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #37

Как я понимаю, вы впервые наверное слышите о таком классе документации как "подсчет запасов". То что мы добыли, в ПЗ есть исходное данное. И кажется вы не достаточно понимаете про какие свойства нефти идет речь. На поверхности я могу хоть ежечасно в любой точке сбора замерять плотность и проч, и так оно и делается (условия подготовки и сдачи нефти) а вот отбор глубинных проб есть проблема. Конкретно про что писал это осреднение глубинных проб при разгазированиии нефти в пласте.

visual73 2142 11
Ноя 13 #38

Коллеги, у вас просто локальное недопонимание, кончайте спорить не о чем, я и так знаю что вы профессионалы, так что не цепляйтесь к мелочам, господа Роман и Евгений :-).
Свойства и состав текущего флюида нужны для контроля за математическим расчетом, который в свою очередь конечно делается на начальном пластовом флюиде. Но с позиции больших понятий текущий флюид мне на фиг не нужен, если есть начальный. Математика очень хорошо считает свойства текущего флюида, лучше чем имеющаяся неопределенность при отборе и анализе текущего флюида. А ля гер ком а ля гер.
Подсчет делается только на начальных пробах, и каждый последующий пересчет запасов имеет право только переинтерпретировать начальные данные, а не добавлять текущие. Под начальными пробами я понимаю тут пробы отобранные при эксплуатации пласта выше давления насыщения (первоначального флюида), а под текущими - пробы частично разгазированные, и не важно чем вызвано это частичное разгазирование, опусканием давления в пласте или качеством отбора проб.

Eugene 554 11
Ноя 13 #39

RomanK. пишет:
Как я понимаю, вы впервые наверное слышите о таком классе документации как "подсчет запасов". То что мы добыли, в ПЗ есть исходное данное. И кажется вы не достаточно понимаете про какие свойства нефти идет речь. На поверхности я могу хоть ежечасно в любой точке сбора замерять плотность и проч, и так оно и делается (условия подготовки и сдачи нефти) а вот отбор глубинных проб есть проблема. Конкретно про что писал это осреднение глубинных проб при разгазированиии нефти в пласте.

Если вам что-то кажется, то вы лучше переспросите, а не делайте поспешных выводов.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #40

Какие-то два (уже и три, со мной) бесполезных комментария. Я никаких недопониманий не испытываю, без деления на глобальные и локальные. Рассказал про встречаемые на территории exUSSR небылицы с ПЗ. Вернемся к теме,не стоит обсасывать пустое. Личные претензии в личную почту.

DimA1234 247 11
Ноя 13 #41

Что запасы у нас, что reserves у западников - это нефть/газ в поверхностных условиях.

При проектировании НПЗ или ГПЗ нужно знать входные объемы нефти и газа в стандартных (а не пластовых) условиях.

С этой точки зрения запасы растворенного газа = объему газа, который выделяется на поверхности.

То, что находится в пласте - это не запасы и не reserves, это HCPV и не более.

RomanK. 2142 10
Ноя 13 #42

DimA1234 пишет:
Что запасы у нас, что reserves у западников - это нефть/газ в поверхностных условиях.
При проектировании НПЗ или ГПЗ нужно знать входные объемы нефти и газа в стандартных (а не пластовых) условиях.
С этой точки зрения запасы растворенного газа = объему газа, который выделяется на поверхности.
То, что находится в пласте - это не запасы и не reserves, это HCPV и не более.

Дима, это замечание к какому-то посту? Также охотно покапитаню.
В школе даётся известное соотношение pV = m/M RT (помним название?). Из которого ясно, что каждое V имеет свое p и T. Первое, очевидное, Vпластовое при pпл и Tпл. Далее, это нормальные условия ("н.у.", в разработке не используется) p = 1атм, t = 0 °C и стандартные условия p = 1атм, t = 20 °C (вроде как газовики обожаютъ-с). Можно указать произвольную пару давления и температуры, для которой привести объем. Инересно отметить, что объем зависит от условий приведения, а масса есть константа. Поэтому, когда западный  инженер начинает троллить русского инженера, что мы мол "в баррелях" запасы нефти не меряем, смело посылайте его ко всем чертям, ведь нам Миша Ломоносов доходчиво рассказал о балансе массы в природе - так и живем. Однако, подсчет запасов нефти проводится Объемным методом, поэтому цифра мягко сказать плавает, т.к. зависит от "переводных коэффициентов из пластовых в поверхностные условия". Эти самые коэффициенты, устанавливаются и утверждаются в ГКЗ (комиссия по запасам). Как исполнители, так и принимающая комиссия (хочу утрировать) понятия не имеет о свойствах нефти (их этому не учат, почитайте Петерсилье раздел свойства нефти, полстраницы текста), с чем и связаны известные казусы.
В последнее время, мое удивление связано с пунктом "пластовое давление" при описании условий отбора глубинной пробы. Очевидно же, что это должно быть "давление в точке отбора". Вписывают туда: а) начальное пластовое давление б) пластовое давление определенное в последнее исследование в) пластовое давление по соседней скважине. Также это условное пластовое давление приводится на уровень ВНК.
visual73 расскажи как делать правильно, может кто и прочтёт.

visual73 2142 11
Ноя 13 #43

Всё верно Роман пишет. Давлений много, а принимать пересчётный коэффициент (а правильнее сказать объёмный коэффициент) нужно на одно давление. Сейчас в принципе не важно на какие условия определялись параметры пластовой нефти. Обладая определённым объёмом данных и имея уравнение состояние можно получить то что требуется.
Запасы нужно считать на глубину (читай - Р и Т) делящую запасы однофазного флюида пополам. Это лучшее что я могу предложить на сегодняшний день :).
Масса - важнейшая физическая величина в PVT. Но газосодержание я всегда изучаю в м3/м3 :).
Не всегда давление в PVT отчётах - это глубина отбора. Правильно давать в отчётах по PVT глубинных проб глубину (а также Р и Т) отбора (но на эти условия параметры не считаются), текущее пластовое давление в этой скважине замеренное после КВД только что перед отбором и начальное пластовое давление (по этой скважине, ну или принятое по пласту). На две последние величины (текущее и начальное) мы всегда давали параметры раньше в отчётах. Хотя сейчас уже начальное уже не актуально, в связи с развитием программных средств, но для сравнения (если нефть не изменилась с разработкой) очень полезно иметь экспериментальные замер. Много экспериментов не бывает, бывает мало...

Serega_Archimedov 61 11
Ноя 13 #44

Эх.. теоретики..(и главный Павел теоретик)))))..... не сдержался....

Стандартная сепарация.. тут все просто.. загрузили привели к условиям замерили объем..при поддержании давления выпустили… газ в газометр –нефть собрали взвесили!! (часа 4 по времени делать)
Диф.. загрузили привели к условиям замерили.. объем снизились до ступени.. отстояли часик.. выпустили при поддержании давления.. и т.д. и т.д… ступенчато до атмосферного… с отбором и исследования проб ну сутки…
Ступенчатая сепарация…. Тут вот как .. Опять же загрузили привели к условиям…. Допустим 20-30-40 МПа (пластовое).И температура . Дальше условия сепарации какие на промысле (а действительно какие условия на промысле, если залежь только открыли)…ну пусть 20 атм и 40 оС (с печкой)… Этож..надо расшириться... И охлаждать… процесс длительный очень…даже с куллером..  А объем ячейке он типа конечен.. и куда расширяться непонятно.. тем более при большом газосодержании!.. Поэтому приходиться загрузку делать ограниченного (малого объема), а где малый там бооольшие ошибки..В целом во многих лабораториях ступенчатая сепарация глубоко расчётный эксперимент, что то среднее между стандартной сепарацией.. и дифференциальным разгазированием.. И биться головой, что только ступенчатая сепарация нас спасет… Ну не знаю.. Спасет.. Значит давайте параметры сепарации.. и метод как сделать ручками..(сколько загружать, сколько выпускать газа и т.д.), а не на словах, что только так должно быть!

Я глубоко против возвышения ступенчатой сепарации, это непросто, технологически, технически и т.д.! Конечно необходимо оптимизировать комплекс исследвоания нефтей, чтобы не получать три газосодержания, три объемных коэффициента и т.д.. Один.. любым способом.. хоть по запаху, но должен один параметр быт..и не будет споров.. кто и как разгазирует...
 
А что касается подстчета запасов.. действительно удивительно, что запасы зависят от метода разгазирования пробы.. Это как то не обычно, но чтож..так принято.…в газоконденсатных делах оперируют же потенциальным содержанием УВ с5+, которое не зависит от степени разгазирования.. Хотя...там...тоже все не так однозначно.... Но ведь никто не дает два потенциалдьных содержания в зависимости как пробы разгазировали.. (хотя они, действительно будут разные)!
 

visual73 2142 11
Ноя 13 #45

Эх Серёжа! Вот а в тебе явно чувствуется нехватка той самой теории, которую ты мне в укор ставишь. На теории весь мир держится. А эксперимент порой может в такие дебри завести что хоть стой, хоть падай. Примеры есть у меня, покажу попозжее.

Что же до твоей нелюбви к ступенчатой сепарации, то тут я думаю опять же из-за нехватки опыта, уж извиняй :). Поработал бы ты побольше с цифрами... ничё, Оренбург научит ;)

Поработаешь с уравнением и экспериментами, и когда узнаешь ... ну, отличия то ты хорошо знаешь типов разгазирования, а вот для чего они нужны так до сих пор и не можешь себе объяснить. В первую очередь себе, потом людям.
И ступенчатую сепарацию ты не любишь не потому что она сложно делается и ты её никогда раньше не делал в лаборатории из принципа, а потому что не можешь понять глобализм отличия получаемых результатов. Если газосодержание отличается в 1,5 раза, хочешь-не хочешь а задумаешься над ступенчатой сепарацией.
А считать.... можно конечно и считать, но с головой и не всё в подряд. Эксперимент - всегда будет экспериментом.

Eugene 554 11
Ноя 13 #46

Serega_Archimedov пишет:

А что касается подстчета запасов.. действительно удивительно, что запасы зависят от метода разгазирования пробы.. Это как то не обычно, но чтож..так принято.…
 

Удивительного то тут нет. Писали уже выше, что ставятся на баланс объемы в стандартных условиях. В пластовых условиях запасы не зависят от условий сепарации. А вот при переводе в поверхностные условия начинается пляска. Поэтому не стоит забывать, что ступенчатая сепарация - это не просто экспериментик для усложнения жизни экспериментаторам и теоретикам. Эффективная схема сепарации максимизирует продукцию жидкости. А для ПЗ это будут так горячо обсуждаемые здесь подсчетные параметры.

visual73 2142 11
Ноя 13 #47

Все виды разгазирования нужны. Просто к этим видам разгазирования нужен ещё специалист, который обычно отсутствует и при подсчёте запасов и при проектировании разработки, отсюда и нюансы.
Кстати читаю Самотлор за 1973 г подсчёт - уже тогда хватало специалистов понимающих различие разных видов разгазирования и несоответствие лабораторной сепарации и промысловой. А сейчас всё забыли...

Serega_Archimedov 61 11
Ноя 13 #48

А 

Цитата:

........что ступенчатая сепарация - это не просто экспериментик для усложнения жизни экспериментаторам.....

Именно ТАК!... и ни об каком моделировании эффективности сепарции в лабораторных условиях речи не идет!.. Гораздо точнее и правильнее посчитать, либо ставить специальные..эксперименты.. набор экспериментальных сепараторов закупать.. и стоить этот эксперимент должн отдельные деньги.. ! А так систему сбора достаточно хорошо Hysysы и подобные моделирую.. На основе достоверно (ну с условной долей вероятности) компонентного состава пластовой нефти..

 

Serega_Archimedov 61 11
Ноя 13 #49

visual73 пишет:
Все виды разгазирования нужны. Просто к этим видам разгазирования нужен ещё специалист, который обычно отсутствует и при подсчёте запасов и при проектировании разработки, отсюда и нюансы.
Кстати читаю Самотлор за 1973 г подсчёт - уже тогда хватало специалистов понимающих различие разных видов разгазирования и несоответствие лабораторной сепарации и промысловой. А сейчас всё забыли...

Отличия все понимают... И вообще какое это оношение имеет к добычи нефти газ.. НИКАКОГО.. потому что все равно все рассчитывается на симуляторах, которых в 19 мохнатых годах небыло.. Тогда и выдумали пресловутую ступенчатую сепарацию, которая ну так тебе по душе!!

Serega_Archimedov 61 11
Ноя 13 #50

visual73 пишет:

И ступенчатую сепарацию ты не любишь не потому что она сложно делается и ты её никогда раньше не делал в лаборатории из принципа, а потому что не можешь понять глобализм отличия получаемых результатов. Если газосодержание отличается в 1,5 раза, хочешь-не хочешь а задумаешься над ступенчатой сепарацией.
А считать.... можно конечно и считать, но с головой и не всё в подряд. Эксперимент - всегда будет экспериментом.

И вообще предлагаю новую классификацию ввести НЕФТЬ и "ТИПА НЕФТЬ" (летучие нефти, крит ситсмы и т.д.)...
)))) и когда речь идет о ТИПА нефти.. там другие законы работают.. и другие методы исследований..., и если там разница в 1,5.. так это только потому что методики для нефти..были применены для ТИПА НЕФТИ!.. а методы разгазирования...в топку!

Страницы

Go to top