Дебит нефтяной скважины: определённый расчёт дебита скважины, формула нефти — Информационный портал города Мичуринска. Афиша

Содержание

ТЭК России | КИНа не будет?

Как утверждают эксперты, коэффициент извлечения нефти (КИН) в российской нефтедобывающей отрасли (добыча нефти) на протяжении последних десятилетий неуклонно снижается. Если в 1960‑х годах КИН составлял 51%, то в настоящее время он опустился до уровня 28–30%. Это один из самых низких уровней использования запасов нефти в мире.

На протяжении почти 70 лет советские нефтяники боролись за выполнение и перевыполнение плановых показателей; сняв «сливки» на одном перспективном участке, они вскоре переходили на другой, оставляя в недрах более 65% запасов нефти. Согласно оценке экспертов Ассоциации независимых нефтегазодобывающих организаций «АссоНефть», с 1965 года в российских недрах брошены 15 млрд т потенциально извлекаемых запасов.

Тенденция к снижению среднесуточного дебита

В последние годы дебиты нефтяных скважин (скважина дебит) имели тенденцию к снижению. Согласно данным «ЦДУ ТЭК», в 2020 году в среднем на каждую скважину, находящуюся в эксплуатационном фонде нефтедобывающего предприятия (добыча нефти), приходилось 7,84 т нефтяного сырья в сутки. В 2019 году этот показатель составлял 8,61 т нефти в сутки. Судя по всему, средний дебит эксплуатационных скважин будет снижаться и дальше, к 2030 году, считают эксперты «АссоНефти», он может сократиться до 5,4 т в сутки.

В какой-то мере нерачительному отношению к богатствам, которыми наделила нашу землю природа, способствовало отсутствие необходимых технологий, позволяющих вести разработку более глубоких пластов, успешно бороться с обводненностью скважин. Такие технологии появились сейчас. Но для их применения нужны серьезные инвестиции, а также определенные преференции со стороны государства. Понятно, что в каждом конкретном случае нужно учитывать различные специфические факторы. Но как уверяют специалисты: игра стоит свеч, поскольку увеличение КИН даже на 1% равносильно открытию нового месторождения нефти, а рост его на 5% соответствует дополнительной добыче нефти в 90 млн т в год.

Об эксплуатационном фонде скважин

Согласно методическим указаниям по наблюдению за эксплуатацией нефтяных скважин, утвержденным Госкомстатом России и согласованным с Минэнерго, вводом нефтяных скважин в эксплуатацию следует считать момент, когда принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисленная в эксплуатационный фонд, нефтяная скважина освоена, подключена к промысловому нефтесборному коллектору, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию для добычи нефти. С этого момента скважина находится в действующем фонде и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на скважины, дающие пpодукцию, и неработающий фонд скважин. Отдельной графой в статистике учитывается бездействующий фонд скважин, к которому относят скважины, не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода. Здесь же учитываются скважины, переведенные из других категорий, эксплуатировавшиеся ранее на нефть и находящиеся на конец отчетного периода в освоении или ожидании освоения после проведения в них ремонтно-изоляционных, опытно-исследовательских и других восстановительных работ.

К нефтяным скважинам, введенным в эксплуатацию из бездействия, относятся те скважины, которые в отчетном периоде восстановлены из бездействия с прошлых лет, то есть только те скважины, которые в прошлые годы эксплуатировались на нефть, но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде.

По данным «ЦДУ ТЭК», в марте 2021 года в эксплуатационном фонде нефтедобывающих скважин по нефтяной отрасли России насчитывалось 178 659 скважин. По сравнению с февралем их количество увеличилось на 426 единиц.

На 1 января 2021 года эксплуатационный фонд составлял 178 712 скважин, что на 1737 ед. (–1%) меньше, чем годом ранее (сравнение с 1 января 2020 года).

Неработающий фонд скважин по нефтяной отрасли в декабре 2020 года по сравнению с декабрем 2019 года увеличился на 16 736 ед. (+65,7%) и составил 42 220 скважин, или 23,6% эксплуатационного фонда.

Заброшенные скважины

Кроме эксплуатационного, неработающего и бездействующего фондов существуют еще так называемые заброшенные скважины, о которых в официальной статистике нет данных. А меж тем, по мнению экспертов «АссоНефти», проблема бесхозных скважин имеет место с советских времен.

Огромное число нефтяных скважин, пробуренных в годы пятилеток, сегодня находятся в плачевном состоянии, представляя угрозу как для окружающей среды, так и здоровью российских граждан. В 1990-е годы, в ходе приватизации, об этих скважинах каким-то загадочным образом «забыли», их не поставили на баланс новых недропользователей. По некоторым оценкам, в России насчитывается не менее 13 тыс. нефтяных и газовых скважин, которые вроде бы и числятся в государственных ведомостях, но в хозяйственный оборот уже вряд ли когда-то будут вовлечены. Вызывает беспокойство тот факт, что эти скважины не переданы в собственность, а значит, за них никто не отвечает.

В 2015 году Росимущество заявило о 1,8 млн брошенных казенных скважин, которые бурились для различных целей. Как оказалось, на правительственном уровне этой проблемой озабочены достаточно давно, но дальше разговоров дело так и не продвинулось. В СМИ уже сообщали, что самое большое количество бесхозных скважин — около 800 ед. — в Ямало-Ненецком автономном округе. В 2016 году в Оренбургской области было выявлено более 70 заброшенных нефтяных скважин. В 2018 году на территории Республики Коми насчитывалось 4,5 тыс. таких же скважин, из них почти 2 тыс. в нераспределенном фонде недр. 85 бесхозных скважин на территории Ухты находятся прямо под жилыми постройками, 170 ед. расположены в особо охраняемых природных территориях, а также по берегам рек. В Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний отмечают низкий уровень работы по консервации скважин. Только в Тюменской области насчитывается 10 тыс. ед. плохо законсервированных нефтегазовых выработок.

Что можно сделать?

Предложений на этот счет достаточно. Но все разбивается о несовершенство нормативно-правовой базы и налогового законодательства. В результате нефтяные компании вынуждены вести выборочную отработку запасов только в тех пластах, которые считаются наиболее продуктивными на осваиваемом месторождении. В проектных документах отмечено, что недропользователь обязан выработать определенную долю запасов. Но в сложившихся условиях нефтедобывающие предприятия считают экономически нецелесообразным эксплуатировать скважины с дебитами менее 3 т в сутки. Всё это влечет за собой рост объемов невыработанных запасов, а также сокращение коэффициента нефтеотдачи.

Есть мнение, что бесхозные скважины надо передать в безвозмездное пользование нефтяным компаниям. Но тут все опять упирается в финансирование, поскольку никакое частное предприятие не возьмет на себя такую нагрузку без соответствующей поддержки из государственного бюджета.

Хотя наверняка среди них нашлись бы желающие работать даже с низкорентабельными скважинами. Для этого, по мнению специалистов, необходимо принять ряд мер, среди которых:

обнуление НДПИ на скважины с обводненностью выше 97%;

введение дифференцированного налога;

законодательное разрешение выйти на нефтяной рынок малым и средним предприятиям бизнеса;

поддержка желающих разрабатывать ТРИЗы.

Нужно заметить, что в Соединенных Штатах средний дебит 583 тыс. действующих скважин не превышает 1,5 т нефти в сутки, а 75% эксплуатационного фонда работает с дебитом менее 1 т в сутки. Там подход совершенно другой: благодаря гибкой налоговой политике в стране на протяжении 60 лет поддерживается достаточно высокий уровень добычи нефти: 350–400 млн т в год.

Проблему заброшенных скважин в США решают малые нефтедобывающие компании, которые работают со старыми выработками, стараясь выжать из них максимум нефтяного сырья. При этом они имеют государственную поддержку. Результат на лицо: малый бизнес обеспечивает почти треть всей добычи нефти в стране.

В России такой подход не самый популярный, поскольку малых предприятий-нефтедобытчиков, имеющих достаточное техническое оснащение, немного. А значит, чтобы решать проблему, сначала нужно сформировать пул действительно независимых от ВИНК и высокотехнологичных малых предприятий. А это, как говорят, время и деньги. Но все же стоит надеется, что, как в фильме «Джентльмены удачи», нам не придется констатировать: «КИНа не будет».

Остановить скважины: описано сокращение добычи нефти в России

14. 04.2020 в 17:02

Экономика

21978

После того, как министры ОПЕК+ ударили по рукам, болезненного процесса сокращения добычи нефти нам не избежать: российская квота на урезание самая большая – 2,4 млн баррелей в сутки. О том, что значит «остановить скважину» и сколько времени уйдет потом на восстановление, мы узнали у доктора технических наук, автора книг по нефтегазовому делу, профессора РУДН Владимира Тетельмина.

Фото: pixabay.com

— Есть ли понимание того, сколько действующих нефтяных скважин после подписания сделки ОПЕК+ придется консервировать России?

— Соглашение об ограничении производства в рамках ОПЕК+ с учетом не входящих в альянс стран позволяет сократить число консервируемых скважин в нашей стране до 18 тыс единиц. Если брать только низкодебитные (дебит — объем добычи за единицу времени — «МК») скважины, то падение общей добычи в России составит от 6,5 до 13 млн тонн нефти. В будущем году нашей стране в рамках нынешних международных условий придется законсервировать около 14 тысяч скважин.

— Насколько подобный масштаб закрытия болезненно отразится на рынке?

— Средняя производительность российских скважин — 5 тонн в сутки. Если консервировать старые, советские низкорентабельные объекты, то пришлось бы закрывать чуть ли не половину всех имеющихся скважин (по разным оценкам, всего их от 140 тыс до 160 тыс – «МК». ). Речь о скважинах, дебит которых составляет всего 1-2 тонны в день. Их фактически приходиться поддерживать искусственно. Вдохнуть в них вторую жизнь поможет только капитальный ремонт. Новые, «свежие» высокодебитные скважины закрывать нерационально.

— В чем заключается смысл консервации скважины?

— В России эксплуатируется достаточно большое количество скважин в так называемом режиме «растворенного газа». Пластовое давление в таких скважинах упало ниже точки насыщения, и они являются первыми кандидатами на консервацию.

Предварительно готовится проект консервации скважин, который должен быть одобрен надзорным органом. Процесс консервации достаточно длительный. Не случайно горели нефтяные скважины в Кувейте и Ираке, когда в конце 1990-х годов там начинали возникать военные конфликты. Пожары на сотнях скважин произошли потому, что из-за форс-мажора их не успели заглушить.

Обычно консервация добывающих скважин осуществляется с учетом возможности дальнейшей разработки. Консервацию используют в следующих случаях: либо нарушаются нормы безопасности и возникает аварийная ситуация; либо скважина становится нерентабельной из-за малого дебита. Или из-за изменения цены на нефть.

Порядок консервации скважин на период до года такой: из скважины поднимается на поверхность рабочее оборудование; ствол скважины промывают и очищают; потом заполняют тяжелым раствором, противодействующим пластовому давлению.

При длительной консервации в скважинах над перфорированным участком выше кровли пласта создают цементные мосты. Остальная часть обсадной колонны (конструкция для крепления буровых скважин – Н.М.) заполняется нефтью или дизельным топливом. С задвижек устьевой арматуры снимают штурвалы, на фланцы ставят заглушки, манометры герметизируются. Дважды в год состояние скважин проверяют.

— А как потом расконсервируют скважину?

— Расконсервация и пуск в эксплуатацию может длиться несколько месяцев. Особенно долог процесс повторного вызова притока нефти. Бывает, скважина начинает давать нефть только через полгода.

После расконсервации скважина может «забыть» о том, что была в эксплуатации. Нефть обладает такими качествами, которые называют «реологические свойства». То есть она обладает своеобразной памятью. Если остановить добычу, нефть осаждается в порах и привести ее «в движение» впоследствии становится затратно: это требует использования современных технологий.

— Чем отличается от нашего технологический процесс консервации сланцевых месторождений в США?

— Технологии примерно одинаковые и уже давно отработаны. Другое дело, что сланцевая нефть — это особенный сорт углеводородов. Ее добыча сопряжена с крайне низкой пористостью сырьевых пластов, что затрудняет добычу.

Для повышения отдачи американцы применяют метод, который называется гидроразрыв пласта. Он сопряжен с закачкой тысяч тонн специальной жидкости под высоким напором. Создаются ходы для нефти. Пласт становится проницаемым и по образовавшимся трещинам «черное золото» подходит к скважине.

Эта технология активно отрабатывается последние 20-30 лет. Ее применение позволило американцам вырваться на первые позиции среди добывающих стран мира. Себестоимость такой добычи обходится недешево — $30-40, а иной раз и $50 за баррель. При нынешних ценах такое сырье не выдерживает конкуренции с традиционной нефтью. Себестоимость добычи «черного золота» на Северном море или в Мексике не выходит за рамки $10-12.

Возможныех вариантов сочетания факторов геологического и технологического характера, необходимых для определения «восстановления здоровья» скважины, тут несколько тысяч. Выбрать оптимальный — крайне сложно.

— Некоторые авторитетные представители отрасли ссылаются на технологические особенности разных добывающих регионов мира. Если в Саудовской Аравии для снижения добычи достаточно лишь «перекрыть задвижку», то в России остановка производства может привести к краху проекта — и необходимости дополнительных работ, сопоставимых с теми, которые уже были сделаны при вводе месторождения в промышленную эксплуатацию. Что делает наши потенциальные потери гораздо более высокими. Это действительно так?

— Не совсем. Понятие «перекрыть задвижку» — весьма условное. Оно тоже требует множества технологических операций.

Конечно, добыча на низкорентабельных объектах в России может быть прекращена полностью или же приостановлена до «лучших времен». Но скважины, производительность которых находится на допустимом по себестоимости уровне, технологически можно варьировать с помощью штуцера, через который поступает сырье. Сужая его отверстие, можно изменять объемы производства углеводородов.

Такая технология широко применяется по всему миру — не только в Саудовской Аравии, но и в России. Снижая добычу, все участники сделки будут использовать максимум допустимых способов для сокращения производства и сохранения сырьевого фонда. Каждый собирается оставить за собой возможность при случае оперативно увеличить производство, если спрос на рынке вырастет.

— Так все–таки: экономические потери нефтяной отрасли России в результате сделки ОПЕК+ будут выше, чем у наших основных конкурентов – саудитов и американцев – или нет?

— В России коэффициент извлечения нефти, то есть отношение между объемом извлекаемых и объемом геологических запасов, минимальный по сравнению с другими странами. Зачастую производителю приходится довольствоваться всего 30% извлеченных запасов, которые содержит нефтяной пласт, а остальные 70% ресурса остаются в недрах.

Необходимо стремиться к использованию новых технологий, позволяющих повысить отдачу скважины после ее реабилитации. Американские производители научились извлекать до 50% ресурсов месторождения.

Нельзя упускать из виду, что наши основные зарубежные конкуренты заранее обладают преимуществом перед Россией. В нашей стране максимальный дебит (объем добычи в единицу времени – Н.М.) новой скважины не превышает 200-300 т в день. В свою очередь, в Саудовской Аравии большинство новых скважин способны выдавать до 700-750 т в сутки.

Эр-Рияд располагает примерно двумя тысячами высокодебитных скважин, тогда как России, чтобы добиться аналогичных производственных результатов, приходится эксплуатировать более 100 тыс. скважин, а США вынуждены задействовать свыше 500 тыс скважин. Саудовской Аравии гораздо дешевле наблюдать за небольшим количеством высокодебитных скважин, нежели России и США вести контроль над сотнями тысяч малодебитных нефтяных скважин.

Если же давать какую-то обобщающую оценку российских потерь, то в результате всех происходящих флуктуаций цен на рынке нефти российский бюджет может не досчитаться в текущем году до 30 млрд долларов.

Читайте также: Нефть на грани выживания: до кризиса осталось всего несколько баррелей

Авторы:

Николай Макеев

ОПЕК
ГК СК Мост
Россия
США
Ирак
Мексика
Саудовская Аравия
Нефть
Книги
Наука
Газ
Кризис
Пожар

Что еще почитать

Что почитать:Ещё материалы

В регионах

В Рязани из трудового рабства спасли 25-летнюю девушку с грудным ребёнком
Фото
42121
Рязань
Анастасия Батищева
В Новосибирске ученики третьего класса устроили забастовку и не пришли в школу
24948
Новосибирск
Елена Балуева
Глава ЧВК «Вагнер» пожаловался на Ярославскую область
Фото
23006
Ярославль
Севастополь снова атаковали дроны утром 24 апреля
19029
Крым
фото: МК в Крыму
Аналитики предрекли трудную битву за Крым между Киевом и Россией
18982
Крым
фото: МК в Крыму
В США представили снаряд, который поможет Украине бить по Крыму
11203
Крым
фото: МК в Крыму

В регионах:Ещё материалы

Производительность нефтяных скважин — PetroWiki

При рассмотрении производительности нефтяных скважин часто предполагается, что производительность скважины можно оценить по показателю продуктивности. Однако Evinger и Muskat ^[1] указали, что для многофазного потока существует кривая зависимость между расходом и давлением и что прямолинейный индекс производительности не применяется к многофазному потоку. Концепция постоянного индекса продуктивности подходит только для нефтяных скважин, работающих в условиях однофазного потока, при давлениях выше давления насыщения пластового флюида. Для пластовых давлений, меньших давления насыщения, пластовый флюид существует в виде двух фаз, пара и жидкости, и для прогнозирования работы нефтяной скважины должны применяться методы, отличные от индекса продуктивности.

Содержание

1 Характеристики притока
- 1.1 Соотношение производительности притока Фогеля
- 1.2 Использование изохронного тестирования
- 1.3 Многоскоростные тесты, включающие поток без Дарси
- 1.4 Другие методы
- 1,5 Однофазный и двухфазный поток
- 1.6 Трехфазный поток
- 1. 7 Пример
- 1.8 Решение
2 Будущие методы работы
3 Номенклатура
4 индекса
5 Каталожные номера
6 примечательных статей в OnePetro
7 Внешние ссылки
8 См. также
9 Категория

Характеристики притока

Было предложено множество эмпирических соотношений для прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях двухфазного потока. Некоторые из основных методов описаны ниже.

Зависимость производительности притока от Vogel

Vogel ^[2] был первым, кто представил простой в использовании метод прогнозирования производительности нефтяных скважин. Его эмпирическое соотношение производительности притока (IPR) основано на результатах компьютерного моделирования и определяется как

………………….(1)

Чтобы использовать эту взаимосвязь, инженеру необходимо определить дебит нефти и гидравлическое забойное давление по данным эксплуатационных испытаний и получить оценку среднего пластового давления на момент проведения испытаний. Имея эту информацию, можно оценить максимальный дебит нефти и использовать его для оценки дебитов для других гидравлических забойных давлений при текущем среднем пластовом давлении.

Использование изохронного тестирования

Феткович ^[3] предложил изохронное опробование нефтяных скважин для оценки продуктивности. Его уравнение производительности основано на эмпирическом уравнении производительности газовой скважины, предложенном Роулинзом и Шеллхардтом. ^[4]

………………….(2)

, и для получения значений C и n требуется многократный тест скорости. Ожидается, что логарифмический график зависимости квадрата давления от расхода будет представлять собой прямую линию. Инверсия наклона дает оценку n, показателя потока. Коэффициент расхода можно оценить, выбрав скорость потока и давление на логарифмическом графике и используя информацию в Уравнение 2 для расчета C. IPR может быть разработан путем преобразования уравнения доставляемости Фетковича, чтобы получить Eq. 3 .

………………….(3)

Многоскоростные тесты, включающие поток без Дарси

Джонс, Блаунт и Глэйз ^[5] также предложили метод многоскоростного теста, в котором они попытались включить эффекты потока без Дарси. Основное уравнение для описания потока нефти:

………………….(4)

, где a представляет собой коэффициент ламинарного потока, а b — коэффициент турбулентности. Чтобы использовать этот метод, необходимо получить информацию о множественных тестах скорости, аналогичную методу Фетковича. Ожидается, что график отношения перепада давления к расходу в зависимости от расхода на координатной бумаге будет представлять собой прямую линию. Коэффициент ламинарного потока a представляет собой точку пересечения графика, а наклон кривой дает коэффициент турбулентности b. Как только a и b были определены, дебит при любом другом динамическом давлении в стволе скважины может быть получен путем решения

………… ……….(5)

Максимальная скорость потока может быть оценена из уравнения . 5 , доведя динамическое забойное давление до нуля.

Другие методы

В литературе имеется несколько других двухэтапных методов IPR. Gallice и Wiggins ^[6] предоставляют подробные сведения о применении некоторых из этих методов, сравнивают и обсуждают их использование для оценки производительности нефтяных скважин с указанием преимуществ и недостатков.

Однофазный и двухфазный поток

При определенных обстоятельствах в резервуаре может иметь место как однофазный, так и двухфазный поток. Это происходит, когда среднее пластовое давление выше давления насыщения пластовой нефти, в то время как динамическое забойное давление меньше давления насыщения. Чтобы справиться с этой ситуацией, Neely ^[7] разработал составную IPR, которую демонстрирует Brown ^[8]. Композитный IPR объединяет IPR Фогеля для двухфазного потока с однофазным индексом продуктивности. Соотношение, которое дает максимальный дебит нефти:

………………….(6)

Соотношения для определения дебита нефти при различных гидродинамических забойных давлениях:

………………….(7)

, когда динамическое забойное давление больше, чем давление насыщения, и

………………….(8)

, когда динамическое забойное давление меньше давления насыщения. Скорость потока при давлении насыщения, qb, используемом в уравнении . 8 определяется с Уравнение 7 , где pwf равно pb.

Соответствующий J для использования в уравнениях. 6 и 7 зависит от гидравлического забойного давления контрольной точки. Если динамическое забойное давление больше, чем давление насыщения, то скважина находится в условиях однофазного течения и J определяется по формуле

………………….(9)

Когда динамическое забойное давление меньше давления насыщения, J определяется из

…….. ………………………(10)

После определения J для условий испытаний он используется для расчета полной кривой производительности притока как выше, так и ниже давления насыщения с помощью Eqs. 7 и 8 . Составной IPR применим только тогда, когда среднее пластовое давление больше, чем давление насыщения.

Трехфазный поток

Wiggins ^[9] представил простой в использовании IPR для трехфазного потока, который по форме похож на IPR Фогеля. Он был основан на серии симуляционных исследований. Она дает результаты, аналогичные двум другим моделям трехфазного потока ^[8] ^[10] и проще в реализации. Уравнения. 11 и 12 дают обобщенные трехфазные IPR для нефти и воды соответственно.

………………….(11)

………………….(12)

Пример

В таблице 1 представлены данные многоточечного испытания на добывающей нефтяной скважине, использованные для демонстрации двухфазных методов IPR. Среднее пластовое давление для этого примера составляет 1734 фунтов на квадратный дюйм.

Таблица 1

Решение

Для применения методов IPR необходимо получить данные испытаний, включающие дебиты, динамическое забойное давление и оценку среднего пластового давления. ПИС Фогеля представляет собой отношение с одной ставкой, и самая высокая тестовая ставка используется для демонстрации этой интеллектуальной собственности. Данные, полученные при наибольшей депрессии давления, можно использовать с уравнением . 1 для определения максимального дебита нефти.

………………….(13)

Расчетная максимальная добыча нефти составляет 2 065 барр. баррелей в день. Затем это значение используется для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления для построения полной кривой характеристик притока. Еще раз, Eq. 1 будет перекомпонован для расчета дебита при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм.

………………….(14)

ПИС Фетковича требует нескольких контрольных точек для определения показателя доставляемости n. Таблица 2 показывает тестовые данные, подготовленные для построения графика. Данные нанесены на логарифмический график, который используется для оценки наклона наиболее подходящей прямой линии по данным. Показатель доставляемости n является обратной величиной наклона. Как только n определено, Eq. 3 можно использовать для оценки максимального дебита нефти. Рис. 1 представляет собой график данных, который показывает, что наиболее подходящая прямая линия имеет наклон 1,347, что дает значение n, равное 0,743. Расчетный максимальный дебит нефти 1,497 STB/D, как экв. 15 шоу.

………………….(15)

После оценки максимальной скорости она используется с Eq. 3 для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления, чтобы построить кривую характеристик притока способом, аналогичным показанному с помощью IPR Фогеля. Для метода Фетковича производительность оценивается в 1253 баррелей в сутки при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм.

Чтобы применить метод Джонса, Блаунта и Глэйза к этому набору данных, Таблица 3 была подготовлена, и данные нанесены на график координат, как показано на Рис. 2 . Наилучшая прямая линия дала наклон 0,0004 фунтов на квадратный дюйм абс./(STB/D) ² , что является коэффициентом турбулентности b. Точка пересечения представляет собой коэффициент ламинарного потока и составляет 0,23 фунта на кв. дюйм/STB/D. Эти значения используются в Eq. 5 для определения максимального дебита нефти 1814 баррелей в сутки при динамическом забойном давлении 0 фунтов на квадратный дюйм.

………………….(16)

Это же соотношение используется для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления для построения кривой характеристик притока. При динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм дебит оценивается в 1267 баррелей в сутки.

В этом примере каждый из трех методов дает разные значения максимального дебита нефти, а также дебита при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм. В результате оценки добычи будут зависеть от IPR, используемого в анализе, и инженер-нефтяник должен помнить об этом при проведении любого анализа.

Применение комбинированного ПИС и ПИС Виггинса является простым и аналогичным применению ПИС Фогеля. При применении составного IPR необходимо использовать соответствующее соотношение для оценки J, поскольку оно зависит от гидродинамического забойного давления контрольной точки. С помощью IPR Wiggins получаются оценки дебитов как нефти, так и воды. Кривая производительности притока будет построена путем добавления расчетных дебитов нефти к дебитам воды для получения общего дебита жидкости.

Методы будущей производительности

После того, как инженер-нефтяник оценил текущую производительность скважины, часто требуется спрогнозировать будущую производительность для целей планирования. Standing ^[11] был одним из первых, кто обратился к прогнозированию будущей работы скважин на основе прав интеллектуальной собственности. Он использовал IPR Фогеля с модифицированным многофазным индексом продуктивности, чтобы связать текущую производительность скважины с будущей производительностью. К сожалению, его взаимосвязь требует знания свойств жидкости и поведения относительной проницаемости. Это затрудняет использование метода Стэндинга, поскольку необходимо оценивать насыщенность, относительную проницаемость и свойства флюида при будущем пластовом давлении.

Феткович ^[3] предположил, что модифицированные коэффициенты многофазной продуктивности Стэндинга могут быть аппроксимированы соотношением давлений. Он предложил, чтобы будущий максимальный дебит нефти можно было оценить по текущему максимальному дебиту с

………………….(17)

Феткович применил эту идею к использованию своих прав на интеллектуальную собственность. Показатель n в уравнении . 17 — показатель доставляемости из его прав на интеллектуальную собственность; тем не менее, метод будущей производительности Фетковича был применен к другим методам ПИС, позволяя показателю степени быть равным единице, что во многих случаях дает хорошие результаты. Этот метод требует для применения не больше информации, чем информация, полученная для применения различных ПИС. Важно отметить, что метод Фетковича предполагает, что показатель доставляемости не меняется между настоящими и будущими условиями. Ури и Блаунт ^[12] и Келкар и Кокс ^[13] также предложили будущие методы работы с двухфазным потоком, которые требуют данных дебита и давления при двух средних пластовых давлениях.

В то время, когда Виггинс ^[9] предложил свои трехфазные ОИС, он также представил будущие соотношения производительности для нефтяной и водной фаз. Эти отношения представлены в уравнениях. 18 и 19 .

………………….(18)

. …………………(19)

Во всех случаях, как только будущий максимальный дебит будет оценен по текущим данным, кривые производительности притока при интересующем будущем среднем пластовом давлении могут быть построены с использованием IPR по своему выбору.

Номенклатура

и	=	Коэффициент ламинарного потока, м ² /L ⁵ t ³ , фунт/кв. или мл ⁴ /т, фунтов на квадратный дюйм/STB/D
б	=	коэффициент турбулентности, м. 2 или мл ⁷ , фунтов на квадратный дюйм/(STB/D) ²
J	=	Индекс производительности, л ⁴ т/м, СТБ/Д/псиа
р	=	давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
	=	среднее забойное давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _б	=	давление насыщения, м/л ² , фунт/кв. дюйм абс.
р _д	=	внешнее граничное давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _п	=	давление в узле, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
стр _стр	=	псевдодавление газа, м/л ³ , фунтов на квадратный дюйм ² /cp
стр _стр	=	среднее пластовое псевдодавление, м/л ³ , фунтов на квадратный дюйм ² /cp
р _р ( р _вф )	=	гидравлическое забойное псевдодавление, м/л ³ , фунтов на квадратный дюйм ² /cp
	=	среднее пластовое давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _с	=	давление в сепараторе, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _пк	=	стандартное давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _вф	=	забойное давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
р _вфс	=	Забойное давление на песчаном забое, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
стр _белый	=	устьевое давление, м/л ² , фунтов на квадратный дюйм
к	=	расход, л ³ /т, STB/D или Mscf/D
к _б	=	Расход нефти при давлении насыщения, л ³ /т, стб/д
q _г	=	расход газа, л ³ /т, тыс. куб. футов/сутки
q _г,макс.	=	AOF, максимальный расход газа, л ³ /т, тыс. куб. фут./сут.
q _L	=	расход жидкости, л ³ /т, стб/д
q _o	=	расход масла, л ³ /т, стб/д
q _o,max	=	максимальный расход масла, л ³ /т, стб/д
	=	расход воды, л ³ /т, стб/д
q _w,макс.	=	максимальный расход воды, л ³ /т, стб/д

Индексы

ф	=	будущее время
г	=	газ
или	=	масло
р	=	настоящее время
с	=	вода

Ссылки

↑ Evinger, H. H. и Muskat, M. 1942. Расчет теоретического коэффициента производительности. Пер., AIME 146: 126.
↑ Vogel, J.V. 1968. Взаимосвязь производительности притока для раствор-газовых скважин. J Pet Technol 20 (1): 83–92. СПЕ 1476-ПА. http://dx.doi.org/10.2118/1476-PA.
↑ ^3.0 ^3.1 Феткович, М.Дж.: «Изохронные испытания нефтяных скважин», документ SPE 4529, представленный на Ежегодном собрании SPE 1973 года, Лас-Вегас, Невада, 30 сентября – 3 октября.
↑ Роулинз, Э.Л. и Шеллхардт, Массачусетс 1935. Данные противодавления в скважинах с природным газом и их применение в производственной практике, Серия монографий № 7, Горное бюро США. Балтимор, Мэриленд: Lord Baltimore Press.
↑ Джонс, Л.Г., Блаунт, Э.М., и Глейз, О.Х. 1976. Использование краткосрочных испытаний потока с несколькими дебитами для прогнозирования работы скважин с турбулентностью. Представлено на Ежегодной осенней технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 3-6 октября 1976 г. SPE-6133-MS. http://dx.doi.org/10.2118/6133-MS.
↑ Галлис, Ф. и Виггинс, М.Л. 2004. Сравнение двухфазных отношений производительности притока. SPE Prod & Opera 19 (2): 100-104. SPE-88445-PA. http://dx.doi.org/10.2118/88445-PA.
↑ Нили, А.Б. 1967. Использование кривых IPR. Хьюстон, Техас: Shell Oil Co.
↑ ^8,0 ^8,1 Браун, К.Е. 1984. Технология методов механизированной добычи, 4. Талса, Оклахома: PennWell Publishing Co.
↑ ^9,0 ^9,1 Виггинс, М.Л. 1994. Обобщенные зависимости производительности притока для трехфазного потока. SPE Res Eng 9 (3): 181-182. SPE-25458-PA. http://dx.doi.org/10.2118/25458-PA.
↑ Sukarno, P. 1986. Кривые зависимости производительности притока в условиях двухфазного и трехфазного потока. Кандидатская диссертация, Университет Талсы, Талса (1986).
↑ Стэндинг, М.Б. 1971. Относительно расчета производительности притока скважин, добывающих растворенные газовые резервуары. J Pet Technol 23 (9): 1141-1142. SPE-3332-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3332-PA.
↑ Ури, Д. К. и Блаунт, Э. М. 1982. Метод точки разворота позволяет быстро прогнозировать производительность скважины. Мировая нефть (май): 153–164.
↑ Келкар, Б.Г. и Кокс, Р. 1985. Унифицированная взаимосвязь для прогнозирования будущих кривых IPR для коллекторов, работающих на растворном газе. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Лас-Вегас, Невада, 22–26 сентября 1985 г. SPE-14239-MS. http://dx.doi.org/10.2118/14239-MS.

Заслуживающие внимания статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые обязательно должен прочитать читатель, желающий узнать больше

Внешние ссылки

Используйте этот раздел для размещения ссылок на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. также

Показатели притока в водохранилище

Производительность газовых скважин

Характеристики потока в стволе скважины

PEH:Inflow_and_Outflow_Performance

Категория

Производительность нефтяных скважин — PetroWiki

При рассмотрении производительности нефтяных скважин часто предполагается, что производительность скважины может быть оценена по индексу продуктивности. Однако Эвингер и Мускат ^[1] указал, что для многофазного потока существует кривая зависимость между расходом и давлением и что прямолинейный индекс производительности не применяется к многофазному потоку. Концепция постоянного индекса продуктивности подходит только для нефтяных скважин, работающих в условиях однофазного потока, при давлениях выше давления насыщения пластового флюида. Для пластовых давлений, меньших давления насыщения, пластовый флюид существует в виде двух фаз, пара и жидкости, и для прогнозирования работы нефтяной скважины должны применяться методы, отличные от индекса продуктивности.