Публикации. Офп по нефти


В.В. Овчаров. Ремасштабирование, модификация, методы расчета ОФП, относительные фазовые проницаемости, гидродинамическое моделирование.

ФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА

Подробнее

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Техническое задание 1. Наименование работ Разработка программного обеспечения по интерпретации индикаторных исследований при многостадийном гидравлическом разрыве пласта (МГРП) на горизонтальных

Подробнее

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

ООО «РН-УфаНИПИнефть» «ФИЛЬТРАЦИЯ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ: НЕЛИНЕЙНОСТЬ, ЭФФЕКТИВНАЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОСТЬ» Байков В.А., Колонских А.В., Макатров А.К. Классификация коллекторов по проницаемости Для

Подробнее

Лекция

Лекция 1 04.09.2017 1 ОРГВОПРОСЫ Все материалы по курсу размещены на сайте retinskaya.jimdo.com Рейтинг: 1 доклад 10 баллов 6 заданий по 5 баллов 2 контрольные по 10 баллов Итого 60 баллов Экзамен 40 баллов

Подробнее

Программа дисциплины

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" Институт

Подробнее

отзыв 1. Актуальность темы диссертации

отзыв официального оппонента по диссертационной работе Бадертдиновой Елены Радитовны на тему: «Методы решения прямых и обратных задач нефтегазовой гидромеханики и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми

Подробнее

2.1 Краткая теория вопроса

Стр. 1 из 6 29.11.2012 19:49 Главная Введение Учебное пособие пособие к практ.занятиям 1. Методические указания к выполнению лабораторных работ 2. Лабораторная работа 1. Исследование прямолинейно-параллельного

Подробнее

Средняя глубина залегания, м 1648

Оценка влияния метода построения геологической модели на процесс адаптации гидродинамической модели на примере евлано-ливенских отложений Зычебашского месторождения. Д.Т. Киямова (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

ФИЗИКА ПЛАСТА СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

ВВЕДЕНИЕ Настоящая программа предназначена для подготовки к вступительному экзамену в аспирантуру по специальности 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Программа составлена

Подробнее

Программа дисциплины

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" Институт

Подробнее

Приволжский научный вестник

УДК 004.89, 5.5 И.М. Григорьев аспирант, кафедра «Математические технологии в нефтегазовом машиностроении», ФГБОУ ВПО «Ижевский государственный технический университет им. М.Т. Калашникова» ИДЕНТИФИКАЦИЯ

Подробнее

ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

УДК 61.65.91 ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Аб.Г.Рзаев 1, Г.А.Гулуев 1, А.М.Абдурахманова 1, С.Р.Расулов 2 ( 1 Институт систем управления НАНА, 2 Азербайджанский государственный университет нефти и

Подробнее

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)

Изучение возможности применения анализа динамики дебитов и забойных давлений скважин ОАО «Татнефть» для определения фильтрационных параметров пласта А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее

Подробнее

docplayer.ru

ОФП по истории разработки?? | Гидродинамическое моделирование

ОФП нам нужны чтобы прогнозировать динамику обводнения, то есть поиметь зависимость "обводненность-отбор от извлекаемых запасов". Если у вас есть фактические данные - переносите величину безводного отбора и дальнейшей динамики на другой участок залежи.

Если вы собираетесь использовать полученные "псевдо-ОФП" в модели: чем сильнее ваша гидродинамическая модель отличается от ОДНОЙ толстой ячейки, в которую с одной стороны воткнута нагнетательная, а с другой стороны добывающая скважина - тем сильнее вы будете расходится в результатах. Так как гидродинамическая модель гарантированно имеет более одной ячейки, метод более-менее работает для очень толстых и грубых ячеек в модели, близких по проницаемости.

Или более детально:

Полученные "псевдо-ОФП" это комбинация неоднородности по проницаемости слоев + неоднородность одного слоя, в силу непоршневого вытеснения (лабораторные ОФП). Для одной большой однородной ячейки такие "псевдо-ОФП" будут суммарным источником информации о всех видах неоднородности.

При использовании в гидродинамической модели, в которой существует более менее детальная неоднородность, часть этой "прямым способом моделируемой" неоднородности придётся вычесть из "псевдо-ОФП". Если не вычитать - то к неоднородности вытеснения "псевдо-ОФП" добавится моделируемая, что приведет к более раннему началу обводнения и другой динамике обводнения. Поэтому метод будет работать в тех случаях, когда гидродинамическая модель не вносит особых неоднородностей, то есть близка к однородной.

Поэтому интересная задача это - определить какую неоднородность вносит геологическая основа, без использования ОФП (можно назвать "геологические ОФП")

И вторая задача, как из "псевдо-ОФП" вычесть "геологические-ОФП", чтобы получить ту часть остатка ОФП, которые и нужно заложить в гидродинамическую модель. Если кому-то удастся завершить такую работу, полученные ОФП будут смесью "остаточной, неучтенной в модели неоднородности" и истинных, лабораторных ОФП.

Из этого следует, что когда кто-то докладывается что получил хорошие результаты при использовании "псевдо-ОФП" "в лоб" это значит у него ужасная гидродинамическая модель, которая потеряла все черты исходной геологической модели.

Надеюсь не сильно запудрил мозги.

www.petroleumengineers.ru

Расчет VFP-таблиц для фонтанных нефтяных скважин

Давайте я добавлю "отче наш" для VLP корреляций. По поводу Begs&Brill тут все сказано.

Fancher Brown

The Fancher Brown correlation is a no-slip hold-up correlation that is provided for use as a quality control.  It gives the lowest possible value of VLP since it neglects gas/liquid slip it should always predict a pressure which is less than than the measured value.  Even if it gives a good match to measured downhole pressures, Fancher Brown should not be used for quantitative work.   Measured data falling to the left of Fancher Brown on the correlation comparison plot indicates a problem with fluid density (i.e PVT) or field pressure data. Please see the VLP Quality Check Section for mode information.

Hagedorn Brown

The Hagedorn Brown correlation performs well in oil wells for slug flow at moderate to high production rates (well loading is poorly predicted). Hagedorn Brown should not be used for condensates and whenever mist flow is the main flow regime. It under predicts VLP at low rates and should not be used for predicting minimum stable rates.

Duns and Ros Modified

The Duns and Ros Modified correlation is derived from the Duns and Ros Original correlation. The original correlation was modified by Petroleum Experts to overestimate the pressure drop in oil wells for the slug flow regime. This correlation should only be used for quality checking of the input well test data and should never be used for calculating the pressure drop in the wellbore or pipelines and hence should not be used for lift curve generation either.

Duns and Ros Original

The Duns and Ros Original Correlation is derived from the original published method. In PROSPER the original Duns and Ros correlation has been enhanced and optimised for use with condensates. This correlation performs well in mist flow cases and may be used in high GOR oil wells and condensate wells.

Petroleum Experts

The Petroleum Experts correlation combines the best features of existing correlations. Petroleum Experts correlation uses the Gould et al Flow Map and for the various flow regimes we use the following:

Bubble flow:        Wallis and Griffith

Slug flow:        Hagedorn and Brown

Transition:        Duns and Ros

Annular Mist flow: Duns and Ros

Petroleum Experts 2

The Petroleum Experts 2 correlation includes the features of the PE correlation plus original work on predicting low-rate VLPs and well stability.

The PE2 correlation has been tested for numerous high flow rate cases and found to provide a good estimate of the pressure drops.  Examples include oil wells exceeding 40000STB/d and gas wells with 7in casing capable of producing up to 1Bscf/day.

PE2 has also been externally tested as the most reliable well flow correlation irrespective of fluid type, flow regime or pipe specification.

J.E. Norman Liley; Stuart Oakley; "Downhole Pressure Boosting in Natural Gas Wells: Well Candidate Selection and Project Progress" SPE 96037-PA

Shah Kabir et al, SPE109868

Petroleum Experts 3

The Petroleum Experts 3 correlation includes the features of the PE2 correlation plus original work for viscous and foamy oils. This attempts to model the impact that shear dependent properties have on the flowing conditions.

Petroleum Experts 4

The Petroleum Experts 4 model is an advanced mechanistic model which was derived to be suitable for any angled wells (including downhill flow) suitable for any fluid (including Retrograde Condensate). Due to the advancements made in the Petroleum Experts 5 it is recommended that this correlation is not used within integrated production models and instead Petroleum Experts 5 can be used.

Petroleum Experts 5

The PE5 mechanistic model is an advancement on the PE4 mechanistic model. PE4 showed some instabilities (just like other mechanistic models) that limited its use across the board. PE5 reduces the instabilities through a calculation that does not use flow regime maps as a starting point.

PE5 is capable of modelling any fluid type over any well or pipe trajectory. This correlation accounts for fluid density changes for incline and decline trajectories.

The stability of the well can also be verified with the use of PE5 when calculating the gradient traverse, allowing for liquid loading, slug frequency, etc. to be modelled.

Orkiszewski

The Orkiszewski correlation often gives a good match to measured data.  However, its formulation includes a discontinuity  at velocity = 10 ft/s in its calculation method.  The discontinuity can cause instability during the pressure matching process and VLP generation and therefore its use is not recommended.

Beggs and Brill

The Beggs and Brill correlation is primarily a pipeline correlation.  It generally over-predicts pressure drops in vertical and deviated wells.

Gray

The Gray correlation gives good results in gas wells for condensate ratios up to around 50 bbl/MMscf and high produced water ratios.  Gray contains its own internal PVT model which over-rides PROSPER's normal PVT calculations.

For very high liquid dropout wells, use a Retrograde Condensate PVT and the Duns and Ros Original correlation.

Petroleum Experts 6

The Petroleum Experts 6 correlation is an alteration of the Petroleum Experts 3 correlation which accounts of the effect that changing water cuts have on the possible shear effects experienced by the fluid.

www.petroleumengineers.ru

Месторождения с гидрофобным коллектором | Разработка нефтяных и газовых месторождений

To VIT

2. Подход к разработке ничем не отличается от гидрофильных пластов. Разница будет выражаться в разных ОФП и капиллярках. Если вязкость нефти маленькая то характеристика вытеснения будет почти такая же, хуже когда нефть вязкая.

Бытует мнение, что закачка пресной воды в гидрофобный коллектор смерти подобна. Вроде как вода блокирует поры и препятствует движению нефти, образуя «пальцы», по которым происходит преимущественная фильтрация нефти. Слышал, что на Ближнем Востоке в воду при ППД добавляют какие-то ПАВ, повышая таким образом КИН. Может кто-то знает более подробно про такое.

3. Не уверен почему смачиваемость будет менятся по горизонтали, в районе переходной зоны и в аквифере возможно понадобиться другой набор ОФП и капиллярных кривых. Как мне кажется в песчанниках не бывает 100% гидрофобности, обычно наблюдается смешенная смачиваемость. На тех месторождениях что я видел даже где однозначно говорится о гидрофобности капиллярки показывают смачивамость по обеим фазам в зависиости от насыщения. Про карбонаты не знаю.

Если по горизонтали происходило, например, фациальное замещение пород, то, наверняка, это сопровождалось изменением минерального состава скелета, цемента и структуры порового пространства. Как следствие, это может привести к перераспределению центров адсорбции фильной и фобной фазы. К слову сказать, именно такая ситуация и наблюдается. С капиллярками другая проблема. Эксперименты проводятся на экстрагированном керне, как правило, без старения. Такие образцы могут быть сильно гидрофилизироваться в процессе экстракции (в зависимости от типа экстрактора). По факту же in situ образцы более фобны. Поэтому, на мой взгляд, в случае гидрофобного коллектора капиллярки, полученные на керне, не совсем правомерно сразу переносить в гидродинамическую модель. С ними нужно что-то сделать. Только вот что именно?

4. Есть такая тема. Общепринятым считается так называемое старение керна, когда после эктракции керн насыщают реальной пластовой нефтью и помещают в духовку недели на две. Сколько я разговаривал с людьми из лабораторий все понимают неоднозначность, но лучше пока ничего не придумали. Есть еще critical point drying, на тех месторождениях где это делали меня обычно это мало интересовало, так что не знаю насколько это может помочь.

А как контролировать процесс старения керна? Как понять, что образец состарился и достиг естественно смачиваемости? Можно рассказать поподробнее про «critical point drying». Впервые такое слышу.

www.petroleumengineers.ru

Институт проблем нефти и газа РАН - Статьи конференций

Конференция: III Ежегодная Конференция молодых специалистов ИПНГ РАН

Дата проведения: 8 ноября 2013 года

Место проведения: г. Москва, ИПНГ РАН

Авторы:Васильев Иван ВладимировичИндрупский Илья МихайловичАникеев Даниил Павлович

Просмотреть PDF

Абстракт:

Данные об относительных фазовых проницаемостях (ОФП) чрезвычайно важны на стадии проектирования разработки месторождения. От этих параметров зависит эффективность используемой системы заводнения, проектные уровни добычи нефти и жидкости и, как следствие, экономические показатели эксплуатации месторождения.

Лабораторные исследования по определению ОФП на керне носят точечный характер. Часто исследования организуются при неполном воспроизведении пластовых условий, а также свойств исследуемых флюидов. Перенос полученных ОФП с масштаба керна на масштаб пласта требует дополнительных усилий со стороны разработчика, а получаемый результат может негативно сказаться на качестве модели, а следовательно, и на достоверности дальнейших гидродинамических прогнозных расчетов.

Перспективным подходом к определению фильтрационных параметров непосредственно в пластовых условиях является проведение гидродинамических исследований скважин ГДИС. Предложенная сотрудниками лаб. газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН технология ГДИС с целью определения ОФП для нефти и воды в пластовых условиях опирается на создание в пласте двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений и позволяет значительно расширить перечень определяемых параметров пласта. Методика интерпретации включает использование специализированных алгоритмов и программных средств с применением численных методов решения прямых задач, а также методов теории оптимального управления при решении обратных задач.

Исследования по промысловому определению ОФП в 2011-2013 гг. были реализованы на двух месторождениях Западной Сибири, в условиях арктического климата и полной автономии. В докладе планируется, в краткой форме, представить основные достигнутые результаты.

Они позволили:

  • скорректировать кривые ОФП, ранее определенные по результатам керновых исследований;
  • уточнить прогнозные уровни добычи нефти и жидкости в рамках формирования проекта разработки месторождения.

ipng.center.ru

Модель ОФП и предельная обводненность

mishgan пишет:

По поводу фазовых, надо понимать, что это все го лишь модель, которая неплохо описывает реальность. Реальности никто не знает)), но врядли в каждой поре идет такой вот плавный доотмыв нефти, как по фазовым проницаемостям. У меня в голове другая модельная картинка этого процесса. Полно поровых каналов разной проводимости. При вытеснении нефти водой в каждом поровом канале происходит Поршневое вытеснение, но в связи с разной проводимостью каналов содержание воды в продукции растет плавно. Это поведение динамики роста содержания воды в продукции неплохо описывается моделью фазовых проницаемостей. Но при обводненности 90-95-100% (зависит от повижностей) модель фазовых дает слишком долгий доотмыв (хвосты обводненности 95-98% тянутся годами, десятилетиями, столетиями... Бред, но те кто занимается проектированием, часто сталкиваются с этим. В реальности я не видел такого поведения обводненности на факте. А при высокой вязкости рост обводненности стремительный, и до 100% доходит быстро и логично, что не подтверждается моделью фазовых проницаемостей.

Вобще это тема отдельной дискуссии, и вопросы эти немного на форуме затрагивались. Только я попросил бы отдельных товарищей меня правильно понимать. Я ни в коем случае не говорю, что модели дерьмо (хотя, по большому счету, это недалеко от истины)). Я всего лишь говорю, что есть диапазон, в котором их более-менее корректно применять. Диапазон больших обводненностей туда не входит.

Решил выделить в отдельную тему. Мне приходится иметь дело с моделированием месторождений повышенной и высокой вязкости (этак 10-120). Хвосты пологой обводненности тянутся и тянутся Водонефтяной фактор на конец разработки зашкаливает за все разумные пределы. Фактические примеры набора воды мягко говоря не похожи. Если рассматриваются варианты без ППД, то набрать заветную (и малопонятно откуда взявшуюся) цифру 98 еще проблематичнее. Интересны мысли mishgan'а и всех желающих по этому поводу.

Собирал материал на предмет модификации ОФП. Что-то читал, что-то не понял, что-то не читал. Единственное понял, что именно на ОФП в современных гидродинамических моделях ложится учет основных влияющих факторов (учет неоднородности, что-то еще; но по сути своей именно модификация ОФП должна давать разумный с точки зрения разработки результат). Ясно что лабораторно определенные и модифицированные не имеют ничего общего (Разное разрешение и разный объем упрощений описываемых моделью ОФП). Я даже вполне допускаю что лабораторные не особо и нужны. Но вот каким образом научно (или околонаучно) обоснованным путем модифицировать ОФП? Ведь даже система разработки(на мой взгляд) влияет на используемые ОФП.

www.petroleumengineers.ru