Роман Климин

Как определить обводненность при работе УЭЦН в АПВ/ПКВ

Recommended Posts

В связи с ростом малодебитного фонда имеется рост фонда УЭЦН, работающего в АПВ (в том числе и кратковременными циклами). При отборе проб% разлёт значений от 1 до 99. Как и в какое время нужно отбирать пробы для определения %воды с достаточной для промысловой эксплуатации точностью (чтоб даже геологи удовлетворились). 

Исключены варианты оснащения влагомерами, и любыми ..мерами, влекущими кап. вложения. и увеличение затрат. Отечественной нефтяной отрасли, как всем известно, модернизация нужна только за бесплатно.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Даже не знаю как это воспринимать.   Но с огромным удовольствием  почитал бы об этом     :-)))

Share this post


Link to post
Share on other sites

Уточню исходные: наш главный геолог не очень доволен таким режимом эксплуатации, относит периодический фонд к "бесконтрольному", и пишет гневные письма с требованием прекратить это безобразие. Мы (мехдобыча) не можем это безобразие прекратить, т.к. оно помогает сократить парк ЭЦН с низкими КПД, нарастить МРП и СНО, сократить ЧРФ в скважинах с затухающим притоками.

Так вот задача в том - можно ли так рассчитать время и периодичность отбора пробы при известных параметрах оборудования (подача при цикле работы, время отстоя/работы, диаметры НКТ, перепад давления на приёме за цикл и пр.) чтобы вычислить процент обводнённости.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Единственный человек, который сможет ответить на этот вопрос- господин Чудин из "НТЭС" г.Бугульма

Share this post


Link to post
Share on other sites

Присоединяюсь к вопросу. 

У кого есть какие мысли. излагайте, предлагайте, будем думать

Share this post


Link to post
Share on other sites

Трудности с определением обводненности скважин АПВ присутствуют, но у нас они не критичные. Оператор смотрит в блоке автоматики время запуска и подгадывает к рабочему циклу. Также можно рекомендовать отбирать образец жидкости большого объема - до 5 л. Ну да, оператору неудобно, но так больше вероятность, что образец окажется репрезентативным. Вы пять раз в месяц отбираете в соответствии с недавними требованиями?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Думаю мой вопрос тоже будет по этой теме. Большинство скважин фонда КПР-АПВ замеряются в АГЗУ ОЗНА-Импульс не корректно. Пробовали ставить и на суточный замер. Результат отрицательный. Предлагают произвести модернизацию эксплуатируемого фонда АГЗУ ОЗНА-Импульс путем установки в них массовых расходомеров. Можем у кого либо уже есть опыт.Это будет решением проблемы? Что для этого требуется сделать с точки зрения законодательства РФ?

Share this post


Link to post
Share on other sites

У нас есть АГЗУ в т.ч. ОЗНА и Электрон, фонд большой и Спутники АМ-14-400 до сих пор преобладают. Но. Геологи самые консервативные ребята. Они проточным влагомерам не верят. Бутылка из под доброго тепла, модель 0,5 - вот это истина в последней инстанции, особенно их радует отбор контрольных проб - по три флакона с интервалом в 15 минут. Но на АПВ скважине даже 30 флаконов отметаются, если они не по 99,9%, и то после отказа согласятся едва ОТСЭК провести. Обычно происходит так: отклонение по дебиту (корректировка режима по %воды) не согласовывается. Скважина работает по самый отказ с  %, с которым её перевели в периодический режим. Потом отказ, смена насоса и мучительный ВНР с долгим ожиданием выхода на "режимный" %. И в конце концов прекращаем ВНР для ОИО, или запускаем по фонду с тем, что есть(по бутылкам ест-но).

Опыт есть. Показания влагомера в ЗУ и массовые измерения нефть/вода редко совпадают с процентом воды по устьевым пробам, в т.ч и по скважинам, работающим в постоянном режиме. Пробы отбираются раз в неделю, согласно ЛНД. Согласно законодательству РФ необходимо вести 100% учет добываемой продукции по 3м фазам - т.е вода, нефть, газ. Выполняя постановление правительства, нефтяники просто увеличили свои затраты, закупая дорогущие АГЗУ с 3х-фазной системой, не приобретая взамен НИЧЕГО - даже замеры газа в расчёт не берутся, хотя на многих скважинах они весьма показательны.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Геолога интересует средняя обводнённость за цикл, серию циклов. Если обём цикла достаточно большой (больше обёма НКТ), прошу отбирать в конце, когда выше вероятность, что это не забойная пачка воды. Если обём цикла мал, отбор ходовых проб. А так конечно, хотелось бы иметь одновременный замер по массе и обьёму с простым пересчётом в дальнейшем на обводнённость по плотности. Поскольку качественный отбор вручную зависит от квалификации добросовестности, загруженности и т.п. оператора ДН. Ну и от пробоотборника, по ряду скважин помогала врезка щелевых  пробоотборников.

А вообще кретерий один, сходимость баланса по НГСП.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Р.В. хороший вопрос, у нас всегда так, сначала внедряем, а потом хватаемся за голову, а как же % воды определить.

Взять у нас по цеху, запуская скважины по фонду, мы их запускаем по % на обум. Т.е. вопрос остается открытым, а КЭС продолжает расти.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Геолога интересует средняя обводнённость за цикл, серию циклов. Если обём цикла достаточно большой (больше обёма НКТ), прошу отбирать в конце, когда выше вероятность, что это не забойная пачка воды. Если обём цикла мал, отбор ходовых проб. А так конечно, хотелось бы иметь одновременный замер по массе и обьёму с простым пересчётом в дальнейшем на обводнённость по плотности. Поскольку качественный отбор вручную зависит от квалификации добросовестности, загруженности и т.п. оператора ДН. Ну и от пробоотборника, по ряду скважин помогала врезка щелевых  пробоотборников.

А вообще кретерий один, сходимость баланса по НГСП.

Если под балансом НГСП имеется в виду поступление на УПСВ, то там слишком много факторов. Фонд 380 скважин, например, а то и под 500 скважин на Цех, штук по 160 на каждую УПСВ. Дикий разброс по удаленности кустов от УПСВ. Никогда поступление на УПСВ не совпадает с замерной добычей по замерам ЗУ и пробам. Отказы, внутрисменные простои, плановые остановки. Так что не критерий это.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Р.В. хороший вопрос, у нас всегда так, сначала внедряем, а потом хватаемся за голову, а как же % воды определить.

Взять у нас по цеху, запуская скважины по фонду, мы их запускаем по % на обум. Т.е. вопрос остается открытым, а КЭС продолжает расти.

Да, в вашем наобуме уже поднадоело разбираться... Как и по всем цехам, АПВ-фонд в плане добычи - тёмный лес.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Можно как-нибудь рассчитать, как всплывает нефть в НКТ при цикле отстоя? Просчитать время подхода пачки воды/нефти к устью, чтоб пробами "нащупать" эти границы?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Да, в вашем наобуме уже поднадоело разбираться... Как и по всем цехам, АПВ-фонд в плане добычи - тёмный лес.

Вот что самое обидное. Прочитали, давайте как внедрим, блин, а как пробы? Как замерять? и все. Хотя по факту меня тоже интересует вопрос, как % воды определить. Ладно если скважины работает в АПВ 1ч/2ч. Пробу еще как то можно поймать, а 5м/10м и.т.п. как? И я не знаю, вышла ли скважина на свой режим или нет.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Друзья мои, для того, чтобы не мучиться с подобными проблемами, нужно работать с авторами (патентообладателями), разработавшими новые технологии. Проблема измерения обводнённости при КЭС решена в 2006-2007 г.г. при проведении промысловых испытаний в "Татнефти". Это "дробный" отбор проб на обводнённость. Последние достижения в этом вопросе изложены в докладе НГДУ "Альметьевнефть" на конференции, прошедшей 2-3 октября сего года в Москве. Презентация прилагается.

2 Хазипов Ф.Р. НГДУ Альметьевнефть.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Почему в таком случае не присматриваются к возможности отбора глубинных проб при ремонте скважины?  

Share this post


Link to post
Share on other sites

потому что при ремонте скажины нет притока, а обводнённость интересует на установившихся (псевдо) режимах

Share this post


Link to post
Share on other sites
26.11.2014 в 18:28, Роман Климин сказал:

Можно как-нибудь рассчитать, как всплывает нефть в НКТ при цикле отстоя? Просчитать время подхода пачки воды/нефти к устью, чтоб пробами "нащупать" эти границы?

Мы писали гис по нкт, во время длительного простоя скважины в режиме кэс. Ни показала что за 2 час мы увеличили нефтяную шапку в нкт на 300 метров. В свою очередь это показывает  что проба в первые минуты не кондиционна(возможно и на весь период цикла). И как тогда определяться с фактической обвоьненностью. Ещё одна проблема в которую верят геологи, это пенообразование. То есть объем получаемый скважиной в режиме кэс может быть в виде как газа так и жидкости. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.