Авг 14
Доброе. Дано:
1) Пустыня (т.е. не морское и не кустовое бурение).
2) Геология вобщем-то известна и стабильна (карбонаты 2м)
3) ВНК хоть и далеко, но есть (газовой шапки нет)
4) Горизонтальная скважина (не боковой / без пилота) - эксплуатационное бурение.
5) Угол её 92-93 градуса - как раз в соответствии с поведением пласта
Вопрос: зачем бурят в рост?
Передвинули бы станок на 600-700м и бурили бы в этой же зоне на падение, тем самым не получив гидрозатвор челез N лет.
За жизнь видел 5-6 таких горизонтов. Есть рациональные объяснения?
Опубликовано
17 Авг 2014
Активность
59
ответов
13347
просмотров
14
участников
3
Рейтинг
Может быть не захотели новый куст оборудовать, а с существующих не было возможности построить скважину с падением. Или например, тот участок, с которого можно выйти на продуктивный пласт без набора в горизонте вообще заказчику не принадлежит, а как-то по хитрому выворачивать траекторию скважины только ради того чтобы выйти на 88-90 градусов никто не стал.
Может все вообще просто забили на эти гидрозатворы и другие проблемы и построили траекторию по факту - какие точки дали, на то и построили... ну и пробурили в последствии.
Да уж... скорее всего забили... Так как бурение не кустами
Тут вообще случай рассказывали, как отбурили скважину, заглушили - кинули точки головки трубникам чтобы трубу подвести.
Ну те и привели...А скважины нет.. потом колесили по барханам - разыскивали.
Uranium.inc
пласт 2м - сколько этот ГС там проработает? карбонат - стабильный ствол относительно терригеного разреза, минимум разрушения ствола.
На какой депрессии скважина работает? Может у строителей той скважины есть убеждение что такой ствол проще освоить,
Ну стабильный ствол... хвостовик спускать не будут...
Про депрессиию не скажу, но обычная практика тут - 30% от максимальной продуктивности.
Таки к чему это вы клоните? А какой гидрозатвор получится - в картинке показано.
Не нравится термин - давайте обзовём "прорыв воды, отсекающий 99% ствола расположенного в нефтенасыщенной зоне"
Uranium.inc
В таком пласте она быстрее от нагнетательного фонда придет если он есть. Если гипотетически вода придет с контура и будут основания полагать что скважина не отобрала положеное, то при условии открытого ствола туда спустят глухую трубу с пакером-эластомером на конце или ПГМЦ и далее если надо фильтр или опять открытый ствол. Гидравлические потери на 1 км ГС порядка 1 атм и все перепады вертикали не критичны, если его на приемлимой депрессии эксплуатируют. Углы и под 97-100гр бывают и ничего.
В качестве пугала о провале профиля в районе пятки обычно рассуждали об возможном отложении мех примесей в хвостовике (в случае теригенного разреза) и дальнейшими плясками с гидрожелонкой для его устранения, но тут решается все фильтром и депрессией, с водой таже песня. Вывод: никто не заморачивается с этим в случае Вами описаном.
Иногда при отсутствии пилота и неднозначной геологии в районе пятки специально доходят до подошвы для уточнения разреза и все путем, страна качает скважинную жидкость. Наибольший вес у сложности профиля ствола до целевого пласта.
Нихт фильтр - открытый ствол и всё...геология известна абсолютно... ну таки ладно - дело не в этом...
Вода пойдёт именно с контура, ибо ППД как раз туда качает. Так что запасы не выработают - 101%.
Тем более посмотрите на пористость - основной поток пойдет по низу пласта, как мне видится.
Что получим в итоге: прорыв будет где-то на 9170 - где ушли в лучшую пористость... до самой пятки (8850) вода может не дойдёт вообще.. Пакер решение - кто спорит? Тока вышележащий ствол то опять в самой проницаемой зоне(нижняя зона пласта)
Как 6 футов запасов выше забирать будем? (я не говорю что они не будут участвовать в дренировании в принципе но 17pu vs 24pu разница есть; тем более что вертикальная проницаемость ниже, чем горизонтальная).
Так что логичнее всё-таки было бы вскрывать по падению - сначала нижнюю самую проницаемую, потом под кровлей (в пропорции 1к 3м где-то)
Или я не прав?
ПС. ну и если уж заливкой заниматься, то лить в 87градусов то гораздо комфортнее чем в 93.
Есть же еще ограничения на траекторию скважины - кривизна/отход.
Просто так станок на 600 метров может быть и не передвинешь - это новый куст считай + время, а нефтяная толщина небольшая.
Каких-то весомых аргументов при прочих равных думаю нет. Только если выбор стоит либо бурим так, либо совсем не бурим.
Если этим заниматься то, бурить вверх удобнее, проще от кровли убежать) Если контура бояться то надо сетку перпендикулярно существующей развернуть, но тут начнуться большие траблы у тех кто заливкой занимается)) не комильфо вдоль изогипс бурить, одни сюрпризы. Но ведь кто-то схему разработки придумал и обосновал, причем на том этапе люди рисующие сетки о бурении вниз или вверх не задумываются.... Нарисовали палочки на карте, и отдали буровикам считать как на эти палочки выйти, сколько там надо кустов и тд. Для рисователя палочек ГС это в лучшем случае кочерга в вертикальном разрезе, в худшем палочке без начала и конца))
Здесь на форуме есть или был RomanK, думаю он может компетентно ответить почему так сетка развернута, если отбросить вопрос о направлении стресса. И поосторожнее с ГДМ. Ответ на Ваш вопрос один, никто об этом не думал.
Долгое время геонавигачу для компании-оператора, которая на одном из месторождений обычно из под башмака ЭК бурит вниз через несколько терригенных пластов-коллекторов - это как-бы замена пилоту, далее картируем методами LWD подошвенные глины нижнего целевого пласта-коллектора, делаем петрофизическую интерпретацию и пошли наверх, выпололаживаясь в зонах с наилучшими ФЕС и набирая угол для прохождения непродуктивных зон. Заканчивается ствол картированием методами LWD кровельных глин верхнего целевого пласта-коллектора в целях уточнения геологической 3D модели. Получается вот так: U - в нижний перегиб и водичка раньше придет и заилится, т.к. гравитацию никто не отменял. Такие профиля Заказчик задает в совершенно сознательном состоянии, ибо залегание субгоризонтальное, ГНК нет и можно тупо бурить по ниспадающему профилю если охота вскрыть всю мощность либо под кровлей каждого пласта-коллектора, что бы выбрать всю верхнюю нефть.
Бурить в рост конечно не совсем отптимально, но ничего страшного в этом нет. Гидрозатвор это некий миф, который существует среди некоторых специалистов.
Для километрового ствола падение давления из-за трения вдоль ствола минимально (если конечно же вы не бурите с малым диаметром).
Если такого рода скважин разбуренных с этого же куста всего несколько штук, и при этом нецелесообразно переносить куст в другое место, чтобы бурить по падению, то нужно оставлять все как есть и не париться по этому поводу.
А если таких скважин будет много, то наверное стоит пересмотрет расположение кустов.
При низких депрессиях на фонтанирующих скважинах гидрозатвор работает, сам наблюдал подобную картину.
Бурение до подошвы пласта действительно практикуется при бурении ГС без пилотных стволов, что удобно и дешево.
Зачем так сделали, обращайтесь к геологам конкретного месторождения)
ну да только при запуске после остановки или на периодике (такой совсем слабенькой). При стабильной работе с хорошим дебитом ничего страшного (но лучше конечно на 180 градусов развернуть)
Коллеги, объясните мне, пожалуйста, чем подтверждается ваше предположение о том, что
"гидрозатвор - это некий миф"
и что
"Гидравлические потери на 1 км ГС порядка 1 атм и все перепады вертикали не критичны"?
У вас есть какие-то доказательства того, что в случае U-образной траектории скважины при обводненности продукции более 20% удельный дебит "пятки" и "носка" скважин не зависит от гидравлических потерь?
Быть может вы выполняли какие-то математические расчеты на гидродинамическом скважинном симуляторе, как это, например, делали в БашГУ?
Или в вашем распоряжении есть результаты разновременных (при безводном режиме работы горизонтальной скважины и после обводнения) замеров приборами FSI или MAPS с распределенными "вертушками"?
Или ваши предположения основаны только на "логических" умозаключениях и коридорных разговорах?
Инженер, насколько я помню тот случай, то депрессия в той скважине была действительна не такая уж и большая.
Однако скважина первоначально запустилась с дебитом менее 100 м3/сут. Стационарные датчики термометрии и манометрии свидетельствовали о том, что носок скважины практически не работает, весь приток идет из пятки, а в нижней части горизонтального ствола располагается вода.
И только через несколько месяцев (!) скважина раскочегарилась до более чем 300 м3/сут. И тогда стационарные датчики термометрии и манометрии свидетельствовали о том, что работает равномерно весь ствол.
tikiero, написано же было при достаточной депрессии и тд.
Обсуждали конкретный случай, а не всякие экстремальные режимы с депрессией в 2 очка.
Основано не на коридорных разговорах. Не надо путать проблему качества освоения с профилем ствола.
Насколько я понимаю, по Вашему мнению (и по мнению многих других Ваших коллег) при достаточно большой депрессии гидрозатворы в горизонтальной скважине не влияют значительно на добычу.
Объясните, пожалуйста, в чем именно мой вывод был ошибочен?
В обсуждаемом конкретном случае не сказано о том, какая конкретно была депрессия в скважине.
Указано лишь, что "Про депрессиию не скажу, но обычная практика тут - 30% от максимальной продуктивности".
Я не понял, при чем здесь вообще депрессия в 2 очка?
Я охотно Вам верю. Не сомневаюсь, что Вы говорите правду.
Но чтобы не быть голословным, приведите конкретные примеры.
Вполне возможно, что я путаю проблему качества освоения с профилем ствола. Я и не претендую на обратное.
Но честно говоря, я не совсем понял к чему именно относится этот комментарий.
Про 1атм. На 3 курсе некоторых технических ВУЗов есть курсовая "Расчет трубопровода". Курсовая делается без всяких гидродинамических симуляторов, ручками, формулы там всякие, числа подобия, таблицы с эмпирическими коэффициентами гидравлических сопротивлений для разных случаев....
Вот онлайн калькулятор для расчета потери давления на трение в трубах
http://www.petroleumoffice.com/Function/FrictionPressureDropLiquid
Потери давления за счет трения для жидкости со свойствами близкой к воде получаются небольшие, меньше 1 атм. Опять же 1 атм - это около 10 метров перепада по гидростатике.
Этого явно недостаточно чтобы в случае обычной депрессии на пласт (пусть 50 атм) объяснить существенную разницу в продуктивности. Но если депрессия всего "2 очка", то и тут уже эти потери будут влиять на разницу в продуктивности по стволу.
Но это все относится к работе в стационарном режиме. Освоение скважины и вывод на режим - даже как-то и не встречал никогда расчетов, как там давления по стволу будет себя вести.
Antalik, РОТОР
По-моему я что-то пропустил... Объясните мне, пожалуйста, откуда появились эти 2 очка?
РОТОР, пожалуйста, ответьте на мои вопросы выше.
РОТОР,
распределение давления в горизонтальной скважине зависит от нескольких параметров. Честно признаться, я все их сейчас не помню, но основные из них следующие:
1. Плотность флюидов и как следствие разность в плотностях между различными флюидами
2. Обводненность
3. Газовый фактор нефти
4. Давление разгазирования нефти
5. Профиль проницаемости по стволу скважины (пожалуй, ключевой параметр по которому трубы отличаются от системы «скважина-пласт»)
6. Системы заканчивания скважины (например, для слотированного хвостовика и цементированной колонны распределение давления будет разным)
7. адиабатические коэффициенты флюидов (уже не помню точно какие)
8. И что-то еще
Систему «скважина-пласт» возможно абстрагировать трубой только в том случае, если в скважину спущена полностью цементированная глухая труба без перфорации.
К сожалению, во всех остальных случаях Ваши вычисления применительно к расчету профиля давления в горизонтальных скважинах с использованием формул из курсовой работы 3-его курса по предмету «Расчет трубопроводов» будут не верны.
я просто пояснение написал.
А как вы сами объясняете:
Какого порядка была депрессия на этом этапе?
tikiero, кроме пункта 5, там ничего на порядок не изменит и не объяснить разную продуктивность по стволу.
Во время остановки скважины для спуска стационарных датчиков термометрии и манометрии в нижней части горизонтального ствола скопилась вода (как более тяжелая жидкость).
Из-за того что в носке скважины располагались менее проницаемые породы, чем в пятке, то после повторного запуска скважины в работу, движения жидкости из носка практически не происходило.
С течением времени в пульсирующем режиме происходил постепенный "вынос" воды из гидрозатвора за счет "проталкивания" скопившегося газа в носке. Этот процесс занял несколько месяцев. После того, как вся вода из гидрозатвора была удалена, то дебит скважины стабилизировался на уровне 300 м3/сут.
Я боюсь ошибиться, потому как не помню точно.
Возможно, Инженер меня поправит.
Если мне не изменяет память, то первоначально депрессия была около 5 атм при 100 м3/сут.
Затем депрессия выросла примерно до 10 атм при 300 м3/сут.
Как я и говорил, 5 пункт является ключевым, для корректного описания системы "скважина-пласт".
Подчеркну, что пример с указанной скважиной является лишь частным доказательством влияния гидрозатворов на дебит скважины. Я написал о нем лишь потому, что Инженер о нем вспомнил. И возможно это является не самым лучшим примером, потому как в этой скважине депрессия действительно была небольшая.
Однако на моей практике не далее как пару месяцев назад встречался пример, когда в U-образной скважине, 95% ствола которой располагаются в коллекторе, при депрессии в 130 атм, дебите 40 м3/сут и обводненности 25% по данным ПГИ носок скважины практически полностью перестал работать.
Про "2 очка": есть одно восточносибирское месторождение, на каком-то этапе предлагалась его эксплуатировать с депрессией 1-2 атм, тут и появились расчеты что про потерю в 1атм на 1000м ГС. Поэтому если не рассматривать такие экстремальные случаи, потерями в стволе можно пренебречь. Формулы будут верны. Курсовая а не предмет.
Гидравлические потери в хвостовике будут существенны при очень большой скорости потока, при таких скоростях мехпримесями срежет всю арматуру, такие режимы возможно достижимы при НГВП в самом плохом сценарии, когда лифт ракетой вслед за ФА улетит.
РОТОР,
спасибо, что Вы нашли время ответить на все мои вопросы.
К сожалению мне незнакомо то месторождение, о котором Вы рассказываете.
Я Вас не понимаю. Какие формулы и для чего будут верны?
Вам не кажется, что Вы путаете движение жидкости в трубе с движением жидкости в системе "скважина-пласт"?
Мой немногочисленный опыт показывает, что чем больше скорость потока, тем меньше влияние гидрозатворов на удельный дебит носка горизонтальной скважины.
Увеличение скорости потока несомненно влияет на гидравлические потери. Но гидрозатворы и гидравлические потери это все-таки несколько разные термины.
РОТОР, я простой петрофизик и, к сожалению, не знаком с теми аббревиатурами, которые Вы используете. Поэтому я не понял, что именно Вы хотели сказать этим предложением.
2 tikirero
Я думаю что РОТОР говорит как минимум о ближайших соседях ВЧНГКМ :)
НГВП-нефтегазоводопроявления
ЗЫ а скважины которые идут с LWD обычно напоминают пьяную змею, вот уж где простор для гидрозатворов :)
Учитывая длину горизонтального ствола в 1 км и рассматриваемую депрессию в 1-2 атм, то, возможно, речь идет о Ванкоре, который примерно в 2000 км располагается от ВЧНГКМ и не совсем в Восточной Сибири. Даже по меркам России это не особо близко будет.
Гидрозатвор - при обычных депрессиях ничего не блокирует, чтобы поток жидкости через него прошел, разница давлений на его концах должна быть минимальная (delta плотностей * g * h).
Нет, все правильно POTOP написал. У нас есть и движение из пласта в скважину, и движение по трубе от одного конца скважины к другоми.
Данное утверждение полностью справедливо, если речь идет о движении жидкости трубах.
Мы же сейчас обсуждаем тот вариант, когда труба в разных местах имеет разную проницаемость. В этом случае формула "delta плотностей * g * h" неприменима.
РОТОР написал все правильно для того случая, когда жидкость движется в глухой трубе. В случае с системой "скважина-пласт" особенности распределения давления по стволу горизонтальной скважины с гидрозатворами примерно такое же как при использования ICD (inflow control device).
На самом деле распределение давления в горизонтальной скважине может весьма значительно отличаться от такового в трубе.
Без разницы "глухая" или "не глухая" труба - принципы те же самые. Как только жидкость вышла из порового пространства - это уже поток по трубам (гидродинамика).
ICD применяют для выравнивание профиля притока по стволу скважины в гетерогенных коллекторах, где есть участки с явным контрастом в продуктивности (проницаемость,скин), за счет ограничения притока высокопродуктивных участков.
Я думал вы наоборот пытаетесь объяснить разный приток на разных участках скважины влиянием гидрозатворов. В общем какая-то общая дисскусия получается. Контекст разный может быть, когда важны гидразатворы, когда нет.
Месторождение в Восточной Сибири это ЮТМ, Ванкор геологически это Западная Сибирь. В силу своей геологии ГС там (ЮТМ) буряться геометрически в 90, сответственно гидрозатворов там теоретически нет. Если рассматривать глухую трубу в которую весь объем жидкости поступает с носка и хвостовик, в котором идет интегральный приток по направлянию к пятке, то в глухохой трубе гидравлические потери будут выше, а хвоствик можно рассматривать как как трубу с ответвлениями. Гидродинамика везде одна. К примеру ICD ResFlow от Шлюмберже представляет собой глухую трубу с вкручеными штуцерами диаметром 1-2мм, несколько штук на одну трубу (9м).
РОТОР, Analitik
Что-то дискуссия пошла уже не в ту сторону. Для того чтобы Вы правильно поняли мою аналогию с ICD мне придется писать много букв и наверняка кто-то обвинит меня в некомпетентности.
Давайте посмотрим на ситуацию U-образной скважиной с другой стороны.
Благоприятным условиям появления гидрозатворов в такой скважине является повышенная обводненность (более 20%). Во время постоянной эксплуатации вся вода может выноситься из скважины вместе с нефтью и никаких гидрозатворов образовываться не будет.
Если скважина будет на некоторое время остановлена (по разным причинам), то вода из скважиной продукции начнет скапливаться в самой нижней части траектории скважины.
После повторного запуска скважины в работу скопившаяся внизу вода может быть как вынесена вместе с нефтью, так и остаться на своем прежнем месте.
Это зависит от разных параметров и не может быть в полной мере описано формулами справедливыми для движения жидкости в трубах.
Чтобы не быть голословным, я хотел в этом месте вставить соответствующие картинки с формулами из лекций, которые читаются в БашГУ, но у меня это технически не получилось сделать. Не знаю почему. Так что прошу поверить мне на слово.
Так вот, чтобы понять, влияют ли гидрозатворы на удельный дебит носка скважины или нет, нужно провести соответствующие ПГИ в горизонтальной скважине в тот момент, когда там нет гидрозатвора и в тот момент, когда гидрозатвор имеется. Также желательно мониторить этот процесс с тем, чтобы понять, при каких условиях этот гидрозатвор исчезнет.
Поправьте меня, если я ошибаюсь.
Именно на основании описанных выше исследований был сделан вывод о влиянии гидрозатворов на удельный дебит носка горизонтальной U-образной скважины. В некоторых случаях влияния никакого нет. В некоторых случаях наблюдается большое влияние даже при депрессии в 130 атм.
Лично я не знаю, как на практике без ПГИ по другому проверить тезис о влиянии или невлиянии гидрозатворов на дебит.
Возможно у Вас, РОТОР, Analitik есть какая-то другая информация о влиянии гидрозатворов (конечно, помимо формул из «Трубной гидромеханики»).
Прошу поделиться.
Я бы не был столь категоричен в суждениях.
Нет ПРАКТИЧЕСКИ никакой разницы в том, "глухая" труба или нет только в том случае, когда U-образная горизонтальная скважина пробурена в монолитном коллекторе, который имеет всюду одинаковую проницаемость.
Теперь представьте три возможные ситуации:
1. проницаемость пород в пятке равна 1000 мД, проницаемость пород в носке 0 мД, в нижней части траектории скважины находится вода в качестве гидрозатвора
2. проницаемость пород в пятке равна 1000 мД, проницаемость пород в носке 100 мД, в нижней части траектории скважины находится вода в качестве гидрозатвора
3. проницаемость пород в пятке равна 1000 мД, проницаемость пород в носке 10000 мД, в нижней части траектории скважины находится вода в качестве гидрозатвора
Очевидно, что в первом случае движение жидкости из носка не будет (проницаемость пород в носке 0 мД).
В третьем случае, скорее всего (но далеко не факт), движение из носка будет всегда, даже несмотря на наличие воды в гидрозатворе (проницаемость пород в носке существенно выше, чем в пятке).
А вот во втором случае ситуация может быть различной и зависит от множества параметров (таких например как соотношение плотностей флюидов, перепад высот и т.д. и т.п.).
Как видно из приведенного выше примера законы «Трубной гидродинамики» в системе «скважина-пласт» далеко не всегда работают адекватно.
РОТОР, поясните, пожалуйста, какое отношение особенность бурения ГС на ЮТМ имеет к обсуждаемой проблеме. Я не уловил взаимосвязи.
Еще раз обращаю внимание, что речь идет не о гидравлических потерях, а о влиянии гидрозатворов на удельный дебит носка ГС.
С этим действительно трудно спорить.
Я, конечно, рад, что Вы это знаете, но какое отношение информация о технических параметрах ICD ResFlow от Шлюмберже имеет к гидрозатворам?
Если прочитать выше то ЮТМ имеет отношение, т.к. на нем рассматривался случай с возможной эксплуатации на депрессии в 1-2 атм и где возможно влияние гидравлических потерь. Как будете писать ПГИ в скважине которая эксплуатируются с ЭЦН? При правильном подборе ЭЦН нет никаких "затворов". Ранее уже было отмечено что проблемы в освоении, результаты такого ПГИ можно смело выбрасывать.
Тут написали много слов, а забыли исходный вопрос, "почему бурят с углом 92-93гр" ответ был потому что особой разницы нет, кроме редких случаев. В тех же редких случаях не будет работать носок и в скважине пробуренной с 88-87гр.
Согласно правилам форума оверквотинг вроде как запрещен?
Согласен, надо бы уже закругляться.
В общем проблема не стоит "выеденного яйца". Бурилы пробурили ;0) и сдали скважину в эксплуатацию. Как там её планировали, с каких соображений - уже не имеет значения. Скважина добывает, даёт мазуту и всем от этого хорошо. Как пойдёт рост обводнения - будет планироваться ГТМ. Скважина на оншоре, один ствол, "одиноко стоящая" в пустыне (насколько я понял). Просто "пестня" для КРС - мучай её сколько хочешь. Все дальнейшие действия будут зависеть от бюджета, экономики, опыта инженеров, возможности по технологии и прочее-прочее. Дёшево и сердито - поставят лайнер со свел-пакерами. Проблема до какой точки горизонтального ствола опускать с прогнозом на будущее обводнение. Подороже - можно химию давануть и "убить" проницаемость на пятке, потом повторить по мере подъёма ВНК. Вариантов куча, было бы желание и возможности...
По сравнению с условиями на офшоре, скважина просто подарок для ГТМ.
Если не механизированная добыча, то НКТ можно затолкать поглубже. А какова вообще стратегия с установкой НКТ в таких скважинах?
Разбирался сейчас с похожими проблемами, но на газоконденсатных скважинах. Там они еще более ярко выражены. Вот здесь говорят http://worldtek.ru/neftegaz/285-teoreticheskie-osnovi-obosnovaniya.html, что спуск башмака НКТ в сам хвостовик решает проблемы.
Вроде везде ГНВП пишут, первый раз встречаю НГВП.
Обоснуйте, пожалуйста, почему Вы решили, что этот случай является редким?
К примеру, опыт коллег из компании ГеоТЭК (БашГУ) говорит, что примерно в 50% U-образных горизонтальных скважин наблюдается влияние гидрозатворов на удельный дебит носка скважины. Этот вывод сделан на основе анализа ПГИ на разных месторождениях. Лично я к этим исследованиям не имею никакого отношения.
Было бы интересно услышать Вашу обоснованную позицию.
Нагуглил SPE статью
An Investigation of Horizontal Well Completions Using a Two-Phase Model Coupling Reservoir and Horizontal Well Flow Dynamics
Скопирую сюда почти весь INTRODUCTION потому что это почти один в один повторяет, то что тут уже было написало.
One issue is the improper treatment of wellbore flow and reservoir-wellbore interaction. The earlier studies assuming constant pressure along the horizontal wellbore treated the horizontal well as an infinite conductivity medium. However, as discussed by Ozkan et al.1, the infinite-conductivity idealization is applicable only in low productivity systems in which the pressure loss in the wellbore is negligible compared to the pressure decrease encountered during a drawdown. Utilizing a simplified steady-state wellbore model, they also showed that pressure losses in the wellbore affect the productivity of a horizontal well significantly when the wellbore pressure losses and drawdown are of the similar orders of magnitude. Furthermore, unlike the results obtained with the infinite-conductivity assumption, the flux distribution along the wellbore has been shown to be asymmetrical, with greater amount of fluid entering near the downstream end of the wellbore. Therefore, especially for long wells, high flow rates, slim holes, high viscosity fluids, and multiphase conditions the wellbore hydraulics can play an important role in the production behavior of a horizontal well and they should not be neglected.
Тоже самое но в обычном варианте - в большенстве случаев падение давление в стволе в разы меньше депрессии на пласт. И гидравлика (гидрозатворы и тому подобное) никак не влияет на дебит по стволу горизонтальной скважины.
И еще в догонку интересный пункт:
Regarding to production logging applications, a significant deviation on the measurements and actual behavior can be observed, depending especially on the ratio between well and coil tubing diameter. The proposed model can be a useful tool in generating the appropriate corrections for the undesirable effects of the coil tubing on production logging measurements.
То есть еще и сам инструмент production logging влияет на эффективный диаметр - он уменьшается, соответственно падение давления растет во время измерения. То есть можно намерить что добычи в носке нет, а на самом деле во время эксплуатации она есть, и на это нужно делать поправку.
+++++
В итоге, считается гидравлика в горизонте (или оценка сверху), сравнивается с депрессией на пласт. И уже из этого делаются выводы влияет это на добычу вдоль ствола или нет.
Единственный способ объяснить адептам ПГИ как работает реальный горизонтальный ствол видимо это изучить вопрос о датчиках температуры устанавливаемых в хвостовики с целью контроля изменения типа флюида (прорыв газа или воды). Гугл поможет, Лукойл на Каспии такие хвосты с телеметрией на температурные датчики спускал.
Услуги ПГИ в ГС надо продавать, соответственно всегда будет много людей которые будут заявлять об их высоком качестве, необходимости и тд.
П.С. По словам зарубежных строителей ГС есть практика специально носок скважины задирать вверх для улучшения работы.
Не. Практика есть ткнуться в кровлю/подошву чтобы проконтролировать положение - а действительно мы отбурили горизонт в данном пропластке. + дополнительная опорная точка для сейсмики. На улучшение влияет через 3их знакомых.
Antalik, спасибо большое за статью. Действительно статья очень интересная. РОТОРу тоже было бы не лишним ее прочитать, чтобы не путать поток флюидов в трубах с потоком флюидов в системе "скважина-пласт".
В этой статье, как я понял, моделируются процессы, происходящие в горизонтальной скважине в случае двухфазного потока нефти с газом. То есть речь идет как раз именно о гидравлических потерях.
Случай скважины, которая имеет U-образную траекторию, в статье не рассматривается. Кроме того, в статье не рассматривается наличие воды в потоке.
Таким образом, как я понял, из статьи невозможно сделать вывод о том, как влияют гидрозатворы на удельный дебит носка горизонтальной скважины с U-образной траекторией.
РОТОР, адепты ПГИ поступают именно так как Вы и описали.
К сожалениею, гугл мне не помог найти информацию о том, что делал Лукойл на Каспии с температурными датчиками в горизонтальных скважинах. Была ли там хоть одна скважина с U-образной траекторией и обводненностью продукции более 20%?
РОТОР, поделитесь, пожалуйста, информацией.
Лично я услуги ПГИ не продаю. Однако у меня также есть опыт мониторинга гидрозатворов в горизонтальных скважинах. К сожалению, опыт у меня в этом совсем небольшой - всего 5 скважин с U-образной траекторией. Тем не менее, краткая статистка следующая.
- На одной скважине никакого влияния нет.
- На одной скважине наблюдается незначительное влияние гидрозатворов.
- На одной скважине наблюдается значительное влияние гидрозатворов, которое с течением времени (несколько месяцев) самопроизвольно уменьшатеся.
- На двух скважинах влияние очень большое. Справиться с гидрозатворами помогала только промывка скважин азотом.
Страницы