РИР эффективность | Геолого-технические мероприятия (ГТМ)
RomanK. пишет:
Да ладно, нормально вы писали, никакая это не чушь. Вот какая логическая цепочка:
Исходно:
«Чтобы говорить об эффективности или не эффективности РИР, как, впрочем, и другого мероприятия, надо знать базовый ВНФ. Сравнивая его значение с фактическим значением, после проведения мероприятия можно сделать вывод о его (мероприятия) эффективности.»
Делаем замены:
«ВНФ = Обводненность / (100 — Обводненность)» следовательно Обводненность ~ ВНФ,
«РИР = мероприятие по снижению обводненности»
Получим:
«Чтобы говорить об эффективности или не эффективности мероприятия по снижению обводненности … надо знать базовую обводненность. Сравнивая его значение с фактическим значением после проведения мероприятия можно сделать вывод о эффективности мероприятия.»
Ну забавная получилась фразочка. Неожиданно очевидная и не обижайтесь уже.
Ну, в принципе, все верно. А давайте немного поднимем уровеньмышления. Я, было, подумал, когда прочитал Ваше «РИР = мероприятие поснижению обводненности», что отошел от темы. Но, прочитав название темы «РИРэффективность», что нет, не отошел, — я, по теме.
Давайте будем рассуждать от: «ВНФ = Обводненность/ (100 — Обводненность)». Предельная обводненность, обозначенная во всехпроектах 98%, или, следуя этой формуле, ВНФбудет равным 50. Другими словами, приизвлечении всех извлекаемых запасов, ВНФ будет равным 50. Вопрос: а какое значение ВНФ будет приизвлечении 50% извлекаемых запасов? Я не знаю, и Вы не знаете. Простое применениематематических расчетов тут не приемлемо. Для каждой залежи, в силу различныхгеолого-исторических особенностей, зависимость водонефтяного фактора отнакопленной добычи будет своя. Фишка втом, чтобы определить эту зависимость. Далее, пользуясь этой зависимостью,можно рассчитать значение ВНФ для любого объема добываемой жидкости вопределенный период времени. Это будет базовый ВНФ для каждого периода времени,соблюдая, который вы достигнете извлекаемых запасов. К концу разработки, как яуже сказал выше, значение базового ВНФ будет равным 50. Зная значение базовогоВНФ, можно разобраться с работающим фондом скважин, т.е. определить, какиескважины эффективно эксплуатируются, какие нет. Кроме этого, используяпотенциал скважин, можно грамотно их оптимизировать, опять же зная базовый ВНФ.Ну, и конечно, зная базовый ВНФ можно судить об эффективности проведенных ремонтно-изоляционныхработах на скважинах и других мероприятиях.
www.petroleumengineers.ru
Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по поддержанию проектной добычи нефти.
На начало отчетного периода, в зависимости от состояния скважин по фонду (на которых планируется ГТМ), все проекты делятся на три группы.
Первая группа – это инвестиционные проекты, направленные на поддержание базовой добычи нефти. Базовый уровень добычи нефти обеспечивается следующими геолого-техническими мероприятиями на действующем фонде скважин и скважин текущего бездействия:
– ликвидация текущих аварий;
– ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн скважин;
– текущие ремонты, связанные с ремонтом скважин различного способа эксплуатации;
– инфраструктурные проекты.
вНа любом нефтяном месторождении в период эксплуатации проводятся работы на скважинах с целью регулирования его разработки и поддержания целевых уровней добычи нефти. Этот комплекс работ называется геолого-технические мероприятия (далее ГТМ), за счет проведения которых нефтедобывающие компании обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений [4].
ГТМ качественно отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате их реализации может наблюдаться прирост добычи нефти. Вопрос о том, какие мероприятия относятся к ГТМ, а какие нет, решается в каждой нефтяной компании индивидуально. Если рассматривать весь перечень работ производимых на скважине, то они делятся на капитальный и текущий ремонт.
По сути, к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин. Например, восстановление герметичности обсадной колонны и ликвидация ее деформации, ограничение притоков пластовых вод. А к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, к примеру обеспечение заданного технологического режима работы оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования.
Таким образом, в 70–80 % случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин, но бывают и ситуации когда определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ, например увеличение производительности насоса, путем замены на более мощный. ГТМ проводятся на всех этапах разработки, но наиболее часто они применяются на зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью, что делает их применение наиболее актуальным.
Помимо положительного эффекта от ГТМ, зачастую связанного с повышением нефтеотдачи, необходимо оценивать и ущерб окружающей среде. Наиболее эффективными, но и наиболее вредными с позиции экологии являются гидравлический разрыв пласта (ГРП), целью которого является увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или
расширения естественных трещин в породе пласта и обработки призабойной зоны (ОПЗ), который применяется наиболее часто и заключается в воздействии на призабойную зону различными кислотными составами.
Физико-химические методы, использующие закачку загустителей, а также некоторые гидродинамические методы, такие как заливка обводненных интервалов, отключение высокообводненных скважин и др., как правило, характеризуются положительным эффектом за счет увеличения нефтеотдачи пласта и отрицательным эффектом за счет интенсификации отборов жидкости. Гидравлический разрыв пласта, наоборот, очень часто характеризуется отрицательным эффектом по нефтеотдаче и положительным эффектом по интенсификации. [1]
Логично предположить, что существует производственная необходимость в оценке методов и критериев эффективности ГТМ. Несмотря на публикацию нескольких руководящих документов, регламентирующих подходы к оценке эффективности ГТМ, не существует однозначного мнения о том, какие методы считать эффективными: те, которые имеют положительный общий эффект, или те, которые позволяют достичь эффекта за счет увеличения нефтеотдачи, либо за счет интенсификации добычи нефти [3].
На данный момент как отечественные, так и зарубежные авторы представляли множество различных видов характеристик вытеснения или аппроксимаций кривой добычи нефти от добычи жидкости или времени, дающих существенно различные оценки эффекта от ГТМ не только в количественном, но, что очень важно в современных экономических условиях, и в качественном плане.
Наиболее общим можно считать гиперболический метод Арпса, поскольку из него с помощью математических преобразований можно вывести многие другие зависимости. При анализе результатов зарубежных исследований и научных публикаций можно сделать вывод о том, что практическая реализация метода Арпса не всегда успешна, поскольку базируется на построении бидифференциальных весьма немонотонных зависимостей обводненности продукции или дебита нефти или требует использования трудоемких численных методов, не всегда дающих однозначные решения [8].
В связи с этим в методиках нефтяных компаний используются различные комбинации наиболее известных и наиболее простых двухпараметрических зависимостей. Многопараметрические зависимости, как правило, широко не используются, так как они более сложны в реализации, но, с другой стороны и более надежны, поскольку позволяют адаптироваться к условиям конкретных скважин.
Если рассматривать практическую деятельность нефтяных компаний по оценке производительности, то можно отметить, что даже применительно к одной скважине в различные периоды времени наиболее точными могут быть различные аппроксимационные зависимости. Необоснованное применение только одной зависимости на месторождениях с различными геолого-физическими свойствами и особенностями разработки связано с определенным риском. Именно поэтому в методиках нефтяных компаний расчет ведется по нескольким аппроксимационным зависимостям и из них, как правило, по величине коэффициента корреляции, выбирается наиболее точная оценка [2, 8].
Анализ этих методик позволяет выделить ряд принципиальных вопросов, неоднозначность решения которых на практике приводит к получению не только количественно, но и качественно противоположных оценок эффективности ГТМ, а следовательно, к разной трактовке целесообразности их применения.
В публикациях и существующих программных продуктах по оценке эффективности ГТМ, как правило, смешиваются понятия точность прогноза (базового варианта) с точностью аппроксимации, оцениваемой, в частности, коэффициентом корреляции. То есть высокие значения коэффициента корреляции, получаемые на информации предыстории работы скважины, далеко не всегда гарантируют точность прогнозных оценок базового варианта.
С целью оценки эффективности ГТМ скважины делят по степени реакции на проведенные работы. Отреагировавшей считается скважина, по которой получен положительный эффект или дополнительная добыча нефти, скважина, по которой получен отрицательный эффект, считается не отреагировавшей на ГТМ. На практике используют подход, при котором оценивают только положительно отреагировавшие скважины.
Для оценки эффективности ГТМ используется следующий принцип: если по отдельной добывающей скважине участка воздействия имеет место положительный эффект, то его продолжительность рассчитывается до тех пор, пока фактическая добыча нефти не снизится ниже базового уровня; если по скважине имеет место отрицательный эффект, либо сразу после проведения ГТМ, или после кратковременного положительного эффекта, то расчет эффекта прекращается, то есть рассчитывается только положительная составляющая эффекта.
С точки зрения оценки окончания эффекта от ГТМ необходимо учесть, что при построении базового уровня добычи нефти по отдельным скважинам предполагается, что если с момента проведения ГТМ до момента проведения расчетов ничего не будет проводиться, то фактическая добыча нефти должна быть равна базовой добыче. Все, что выше базовой добычи нефти – есть дополнительная добыча нефти за счет проведения ГТМ, но также (о чем, как правило, забывается) – все, что ниже базовой добычи – есть потери текущей добычи нефти, также обусловленные проведением ГТМ [2].
Основным критерием эффективности ГТМ являются достигнутый в ходе их проведения экономический эффект. Для повышения точности оценки каждый ГТМ целесообразно выделять в отдельный инвестиционный проект, это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и позволяет провести сравнение с другими его видами. По результатам оценки возможно перераспределение средств между проектами с разной экономической эффективностью, то есть приостановка менее эффективных в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестиционных проектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности инвестиций: дисконтированный поток наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений, внутренняя норма возврата капитальных вложений [6
studopedia.net
Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по поддержанию проектной добычи нефти
Существует два способа регулирования разработки:
– поддержание добычи нефти;
– увеличение (интенсификация) добычи нефти.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно – на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.
К геолого-техническим мероприятиям, обеспечивающим поддержание базовой добычи нефти относятся:
– Оптимизация подземного и/или наземного оборудования
– Ловильно-аварийные работы (ЛАР)
– Ремонтно-изоляционные работы (РИР) (Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.)
– Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) (соляно-кислотные ванны, соляно-кислотная обработка, обработка ПЗП прочими хим. реагентами, термагазохимическое воздействие, перфорация) (Технологий воздействия на призабойную зону пласта существует великое множество. Чаще всего проводят ОПЗ различными кислотными составами. Для карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов на основе соляной кислоты. Для терригенных коллекторов — закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты)
– Ликвидация АСПО, солеотложений и гидратообразований
– Нормализация забоя (от песчаных и гидратных пробок, от солей, грязи, от пропанта, металла)
– Подготовка скважины (к ГРП, к реконструкции скважины)
– Подготовка к ПГИ
– Исследование скважин
– Установка и извлечение отсекающего пакера с клапаном для глушения
– Восстановление циркуляции
– Перевод скважины в ППД
– Выравнивание профиля притока или приемистости
– Планово-предупредительный ремонт.
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с небольшим частичным изменением системы разработки.
К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.
1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
2. Общее поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.
3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.
4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.
Мероприятиями по обеспечению плановой добычи нефти являются: увеличение гидродинамического совершенства добывающих и нагнетательных скважин (дострелы, перестрелы, кислотные обработки и др.), изменение режимов их работы и (снижение забойных давлений в добывающих скважинах, форсированный отбор, повышение давления нагнетания) перераспределение отборов нефти и закачки рабочего агента по рядам скважины, участкам, блокам, площадям и пластам, выключение из эксплуатации высокообводненных скважин, изоляционные работы, одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях, добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов, частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения), полное изменения системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и т.д.)
Похожие статьи:
poznayka.org
Геолого-техническое мероприятие — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Геолого-техническое мероприятие
Cтраница 2
Порядок планирования геолого-технических мероприятий ( ГТМ) по ОПЗ и РИР прежде всего должен определяться их назначением; необходимость проведения РИР должна обосновываться требованиями процесса разработки нефтяного месторождения. Их объемы и последовательность проведения должны определяться в проектах и анализах разработки, в настоящее время в наибольшей степени удовлетворяющих потребностям перспективного и текущего планирования и оперативного управления разработкой нефтяных месторождений. [16]
Приведена классификация геолого-технических мероприятий для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Описана технология кислотных обработок скважин, гидроразрыва пласта, тепловых способов воздействия на скважину и призабойную зону, применения поверхностно-активных веществ, борьбы с отложением солей и парафина, приобщения пластов и других способов. Приведены технические характеристики оборудования, механизмов и инструмента для их выполнения. Особое внимание уделено охране труда и противопожарным мероприятиям. [17]
Планирование проведения геолого-технических мероприятий осуществляется инженерно-геологической службой нефтегазодобывающего предприятия, а их осуществление возлагается на бригады подземного и капитального ремонта скважин. [18]
Проводится комплекс геолого-технических мероприятий по улучшению работы глубинно-насосного оборудования, увеличению межремонтного периода работы скважин, повышению производительности за счет периодических обработок призабойной зоны скважин. [19]
При проведении технологических и геолого-технических мероприятий, связанных с применением различных химических и других реагентов, в скважину их должны закачивать по герметичной системе, а продукцию реакции, поступающую из скважины, должны направлять в коллектор. [20]
При проведении технологических и геолого-технических мероприятий, связанных с применением различных химических и других реагентов в скважину, их должны закачивать по герметичной системе, а продукцию реакции, поступающую из скважины, должны направлять в коллектор. [21]
Выбор момента проведения геолого-технических мероприятий основывается на следующем принципе: когда накопленная добыча газа имеет тенденцию роста без ограничения, целесообразно проведение увеличения отбора; в противоположном случае — ограничение отбора. [22]
При анализе технологической эффективности выполненных геолого-технических мероприятий ( ГТМ) по ограничению отборов жидкости, а точнее попутно добываемой воды, с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения, темпа отбора нефти, сокращения эксплуатационных затрат в промысловой практике применяют различного вида ХВ [65, 104, 111, 113, 114, 115, 141, 163, 196, 205, 216], которые на поздней стадии разработки позволяют оценить изменение подвижных извлекаемых запасов нефти при внедрении различных ГТМ. [23]
Таким образом, эффективность проводимых геолого-технических мероприятий наглядно выражается в постоянном улучшении основных технико-экономических показателей эксплуатации скважин — неуклонно растет межремонтный период работы скважин. [24]
Данный параметр определяется по ранее выполненным геолого-техническим мероприятиям. [25]
Одной из причин низкой эффективности геолого-технических мероприятий ( ГТМ), направленных на интенсификацию добычи нефти, является непонимание причин снижения продуктивности скважин. [26]
Наблюдается тенденция к уменьшению проведения геолого-технических мероприятий, но делается упор на увеличение эффективности применяемых методов. [27]
Планирование объемов и последовательности проведения геолого-технических мероприятий производится путем решения оптимизационной задачи, формулировка которой приводится ниже. [28]
В настоящей работе при планировании геолого-технических мероприятий ( ГТМ) и выборе скважин используется теория графов, позволяющая проанализировать дебиты ряда скважин и, следовательно, добычу по месторождению в целом. При этом рассчитывается последовательность проведения вычисляемых геолого-технических мероприятий с наименьшими затратами ресурсов. [29]
Прирост добычи за счет проведения геолого-технических мероприятий ( ГТМ) с учетом продолжительности эффекта играет значимую роль в общей добыче, особенно на месторождениях, вступающих в позднюю стадию разработки. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Какие признаки работы скважины свидетельствуют об негерметичности НКТ?
Смотрите, во первых скважин много, т.е. анализ по всему фонду компании, даже не по одному месторождению, поэтому может Вас и запутало. И поэтому я написал ситуации разные может быть и песок в продукции, может быть и СО2 (в таких случаях очень быстро падают НКТ если не хром).
Во вторых установленных пакеров на анализируемых скважинах практически нет, там где есть это как правило после ГРП ну и отдельные скважины, и такие скважины я не рассматривал, да и при анализе Рзатр-Ртр, там как правыло значение с (-).
«»- если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря — емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали..»» — при отсутствии пакера при работающей скважине Рзатр всегда больше чем Ртр.
«» А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол… «» — есть такое предположение, что уравнивание давления во времени есть первопричина негерметичности НКТ как следствие обрыв НКТ. Ниже пример значений Ртр и Рзатр. 7.2016 давления практически сравнялись (2 атм), через 15 месяцев скважина остановилась с оторванными НКТ. Когда это произошло неизвестно, но факт того что это может быть индикатор меня не покидает. Таких примеров очень много. Это один из…
И кстати таки да не факт, что скважина останавливается в момент падения НКТ, это может быть и несколькоми месяцами ранее, но как индикатив к событию…
С НКТ проблема, по ревизии как правило все сроки по ногим месторождениям просраны.
Сергей Киб пишет:
Temnilo пишет:
Спасибо за ссылки, перерыл и нашел:
https://www.geoilandgas.com/oilfield/wireline-technology/multifinger-imaging-tool
http://www.gowellpetro.com/product/multi-finger-caliper-mfc.html
В кратце ситуация, которая меня интересует:
Имеем большой фонд газовых скважин.
Переодически происходит обрыв НКТ по тем или другим причинам. Вдоваться в подробности обрыва нет смысла, так как одни из основных это непериодичность ревизии НКТ плюс иногда СО2 плюс иногда песок, но это все индивидуально.
Анализируя недействующий фонд (с дебитом газа более 20 тис. м3/д) мне попались такие закономерности:
1. Перед обрывом или другими авариями связанными с НКТ (Рзатр-Ртр) стремится к 0. Как правило это значение не привышает 2-5 атм, в зависимости от глубины негерметичности.
Вот сдесь первый вопрос: какой градиент давления между трубкой и межтрубьем при негерметичности. У меня пока вывелась такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы. Но это пока наброски.
Также, скважины после практически уравнивания разницы (Рзатр-Ртр), могут проработать и 2 и 4 и 12 месяцев, но результат все равно один — обрыв.
2. Дебит газа в месяцы после того как (Рзатр-Ртр) стремится к 0, начинает падать.
Дальше стоит задача на основе промышленных данных (дебит газа, конденсата, воды, Ртр, Рзатр) оценить фонд действующих скважин на предмет выявления кандидатов негерметичности НКТ, а вот дальше после отбора кандидатов провести более качественные исследования для принятия решений по проведению КРС.
Так вот вопрос может есть какие то методики выявления кандидато на форс мажорные факторы связанные с НКТ, а также интересуюсь путями решения проблемы с исследованими в скважинах кандидатах (ну с этим мы разобрались мне кажется)?
Заранее благодарез за ответы.
Прикольно, интересненько) Так, по порядку, делаю вывод, что пакер в составе КПО(комл.подзем.оборуд.) присутствует?!
По 1-му: Градиент вам на таких сухих данных никто не скажет. Сами пишите газ, вода тоже(она везде), плюс песок… Кол-во мех.примесей определяли? в том плане, что состав не однородный… Если уж совсем как пень подойти, то так Рпл-Руст при квд, будет вам градинет на от середины интервала ПВР или продукт.гор.(если открытый хвостовик) до устья!!! Цифры берем по вертикали! «такая зависимость: около 2 атм на 1 км трубы.» — если нет пакера, то Р должно быть одинаково(грубо говоря — емкость одна), если только вы не качаете в затруб, или не качали….
Что же касаемо работы скв, не стоит забывать, что износ нкт разный, не то, что на разных скважинах, но и в составе одной. По этой причине, СО2, точнее его действие на железо разнится, как дожрет, так упадет. Н2О+СО2 получается угольная кислота!!! нестойкая, но все же.
По 2-му: хм, интересно, давления уравниваются, правильно все?!, и начинает падать дебит… и уже спустя нцать мес обрыв нкт? черт, я не знаю… первое что бы я сделал: прогнал бы шаблон, или печать, пощупать забой, и после этого уже исходил бы… а сколько воды несет? химия по газу что говорит, сколько СО2? А с чего вы взяи, чт онкт обрывается после нескольких месяцев после выравнивания давления? может нкт упало раньше, а там то нкт которое упало, заткнуло ствол…
По методике: нет такой у меня, а если найдёте, пользуйте только в справочных целях, не опираясь на нее. мне кажется вы еще кое что упускаете из виду, что могло бы повлиять… ГРП делалось? КРС вставал хоть раз на скв с оборванными нкт?(если да, то что делали). Самое главное, менялось ли НКТ.
Если не секрет, не на ЯМАЛе ли работаете?
если честно я немного запутался)
[/quote]
www.petroleumengineers.ru