Ноя 08
Давно хотел спросить
Опубликовано
21 Ноя 2008
Активность
29
ответов
8492
просмотра
12
участников
1
Рейтинг
Как определить дебит новой скважины с помощью симулятора?
Последнее сообщение
RomanK.
2145
16
upd: Определить, а не задать.
ответ конеха детский, но можна задать депрессию, или накрайняк забойное давление и посмотроеть что выйдет
Дебит пропорционален депрессии. Если хочешь вопрос звучит так -
Как определить депрессию создаваемой новой скважиной с помощью симулятора?
С минимальным забойным вообще чудеса. Пластовое 300 атмосфер, минимальное забойное 180. Получается депрессия 120 атм и дебит при такой депрессии под 700 м3/сут. Конечно всё хорошо, но нет таких депрессий на месторождении.
Повторюсь - необходимо определить, а не задать дебит. Задать можно через дебит жидкости, нефти, газа, забойное, депрессию может что там ещё - не суть. Танцы с бубнами тоже не предлагать. Нужна четкая методика.
Есть ощущение, что не до конца понял смысл вопроса… тем не менее
Дебит скважины это свойство системы “пласт-скважина”. Симулятор выдает характеристику только пласта, при задании дебита жидкости выдаст забойное давление и наоборот. Т.е. существует масса вариантов задания одного или другого (например, при расчете на прогноз). Для расчета дебита скважины необходима также характеристика скважинного оборудования (например, характеристика насоса). И если завязать все это в одном программном комплексе, то на выходе получим дебит скважины во времени. Он и будет расчетным для данного погружного оборудования. В симуляторе, понятное дело, “характеристик скважины” нет, там только пласт. Поэтому, как правило, для новой скважины для расчета на прогноз задают дебит жидкости, что зачастую вполне годится для краткосрочных прогнозов. Можно, например, задавшись разными Qж посмотреть как ведет забойное давление во времени и тем самым дать рекомендации по подбору производительности погружного оборудования. Это также будет своеобразным расчетом дебита новой скважины
Создается ощущение, что ответ я тоже не до конца понял.
да, я совершено согласен с каждым словом и не оспариваю его. если вдуматся то именно ваш ответ и есть суть вопроса.
существует цепочка моделирования - после адаптации мы имеем адресную или там качественную или как угодно модель, на которой считают прогнозы. определяют дебиты новых скважин, дебиты после ГТМ.
про "посмотреть как ведут себя забойные давления" - нет, не встречал чтобы задавались множеством дебитов и сморели что получится.
если не понятен вопрос, перефразирую -
Я понимаю что дебит новой скважины на симуляторе расчитать нельзя - я вижу что кое-кто ещё это понимает. вопрос в том как это делают другие на протяжении долгого времени и никто не говорит им про "посмотреть на забойные" и блабла оборудование, насосы, глубина подвески.
здесь я хочу узнать только на каком основании это делается? и если есть основание - прочитать его.
дебит по жидкости для новых скважин задаем по аналогии с ранее пробуренными. но опять же задаем!!! нельзя получить от симулятора то на что он не способен.
П.С. как вариант можно заматчить характеристику пласта и призабойки под конкретный transient test и уже для последующих скважин плясать от него.
вопрос непонятен. забойное давление неизвестно чтоль?
XFactor да, по окружающим скважинам задают дебиты жидкости.
Вопрос как уйти от такого задавания.
Зачем тогда моделировали, если по картам разработки и так всё понятно.
Dorzhi?
P.S. Давайте тогда уж дополним вопрос. А как это делаете вы?
О, очередная тема от RomanK в которой он будет пытаться убедить мир что симуляторы не работают
По существу, можно задавать VLP для скважин на натуральном притоке или характеристики насоса при мех добыче, тогда будут реальные забойные и дебит. Нет проблем.
симуляторы, к сожалению, и являются основной моей работой, которой я пытаюсь придать некоторый смысл. и вы, к сожалению не весь мир.
К делу ! Переходя на русский язык в период фонтанирования учитывать ствол скважины, потом переходить на механизированную добычу. и как пишется дальше нет проблем.
можно попросить вас дать более полный ответ.
я должен сделать некоторый предварительный расчет по подбору оборудования? здесь уже можно рассказать какие цифры должны быть на входе в расчет, и какие на выходе и как их использовать в симуляторе.
что делать не только с начальным дебитом, но и последующей работой скважины?
P.S. Уважаемые, используйте пожалуйста русскую терминологию в речи. не притворяйтесь, вы её прекрасно знаете.
Как я понял, суть вопроса в том, чтобы максимально точно спрогнозировать дебит жидкости новой скважины при помощи симулятора.
А чем плох вариант, когда мы задаем все входные параметры, устанавливаем забойное и смотрим, что получилось. Если симулятор выдает большую или маленькую цифру, которая представляется маловероятной, то корректируем входные параметры: скин, проницаемость, вязкость и др. Затем, когда скважина запущена, можно произвести адаптацию исходной модели.
Есть две предистории вопроса.
Первая история.
Есть месторождение J, новое, пробурена одна скважина.
Взяты дебиты новых скважин порядка 20 кубов в сутки.
Нам передают дебиты, мы заводим, скважины нормально работают.
На совещании выясняется что пробуреная скважина работает с дебитом 160 кубов в сутки.
Естественно перевод идет следующий "У нас есть модель"
Недоумение "Что это за модель такая которая дает 20 кубов когда по факту 160?".
Фигура вторая.
Между прочим тоже самое месторождение J.
Расчеты проводила другая компания.
Дебиты новых скважин определялись так - забойное давление задавалось равным 0.75 * Pнас, делался прогон и определялся дебит.
Начальное пластовое 320 атм, минимальное забойное 120 атм. Дебиты 1400 кубов в сутки, при депрессии в 200 атм.
Вопрос "200 атмосфер?"
Как видно, первое и второе видимое решение ничего общего не имеют с поставленной задачей.
История дополнительная.
Начальник "Роман, мы можем дать дебиты новых скважин?"
Ответ "Да можем, только скажите какие депрессии".
Недоумение "Какие ещё депрессии? Раньше нам гидродинамики давали дебиты новых скважин !"
Я нашел того человека который раньше давал дебиты. Он брал карту разработки и выписывал дебиты по жидкости окружающих скважин. Никаких симуляторов.
P.S. Понятное дело я решил дуркануть с этим вопросом. Если серьезно мне нужно мнение людей которые занимаются моделированием чтобы уделать начальника.
Предлагаю не смешивать два разных вопроса в одну кучу:
1. Есть геология - проницаемость, толщина (КН) + свойства флюида, текущее пластовое давление и т.п. => кривая притока (inflow)
2. Есть технология - глубина спуска насоса, плотность нефти + Гф (температура охлаждения того же насоса)+ Ps, мак. депрессия которую выдерживает спущенная колонна (с известной толщиной стенки), толщина НКТ => кривая отбора (outflow)
Точка пересечения кривых inflow и outflow (inflow - индикаторная кривая, а вот outflow по русски не знаю, уж извините) на графике и покажет нам режим работы скважины (дебит и забойное).
Практика:
История первая - видимо недоработали с геологией. Месторождение новое предсказать достоверно КН не получилось (проблема в п.1)
История вторая - (предположим, что КН, пластовое давление, PVT известно/предсказано) - забыли про элементарные технологические ограничения, как-то прочность колонны, пропускная способность НКТ. (проблема в п.2).
Когда проектируем скважины для НОВОГО месторождения (а особенно под дебит в 1000м3/сут) - нужен специалист способный спроектировать конструкцию скважины, подобрать насос (число ступеней, возможно забойный газосепоратор) - production engineer в отличие от reservoir engineer.
Почему Вы считаете, что скважина с депрессией 200атм не будет работать? Пластовое 270 забойное 70 при дебите 50 реально работает и нас не смущает (то есть депрессия 200 реально бывает).
Другое дело дебит 1400. Нужно смотреть диаметр НКТ. Потом по инклинометрии проверять влезет ли в существующую колонну такая НКТ, с учетом того, что нам еще кабель ЭЦН туда спускать :-). Сможем ли спустить насос (какие у него ограничения по доглегам/инклинейшинам - а то может со спец. центраторами и ниже можно спустить) с учетом инклинометрии чтобы обеспечить запланированное забойное давление. .... Есть там еще вопрос по выносу мех.примесей и возможно даже опасности разрушения коллекторов ... но там пока не пробуришь - не узнаешь (по-моему, так, хотя есть попытки от "науки" - геомеханика).
В результате делаем спец. проект скважины (отличающийся от группового) - на бурение скважины большого диаметра, с большой колонной (217-219?), НКТ (4?), насосик дорогущий ... бурим скважину, колонна, цементаж, перфорация, НКТ, насос ... и при спуске насоса толковый продакшен инженер Вам объясняет, что забыли учесть что при такой депрессии Ваша нестандартная большая колонна просто схлопнется .... эксплуатируем скважину с дебитом в 1.5 меньше прогнозируемого :-) Вот это и есть реальная практика - толщину стенки колонны надо было побольше запланировать :-(
Просто каждый должен заниматься своим делом. Если технологи говорят, что способны обеспечить такую-то забойку при таких-то дебитах - вот это в модель и закладываем. Точнее - минимальное забойное давление (глубина спуска насоса) и верхнее ограничение по дебиту (ограничение по НКТ/физике подъема флюида) - остальное правильность/адекватность нашей ГДМ. Если есть желание - поправляем верхнее ограничение по дебиту на основании предварительно прогноза - первого расчета на BHP (обрезаем пусковой "пик") - т.к. не будет никто менять насос каждый месяц. Следовательно, верхнее ограничение по жидкости лучше поставить исходя из рекомендуемого насоса (так, чтоб 3-6 месяцев дебит не падал) - это и будет пусковой дебит с учетом технологических ограничений (известное забойное, не превысили максимум, пласт способен обеспечить стабильный приток, и чтоб насос как минимум пол-года проработал).
С фонтаном иметь дело не люблю. Надо либо лезть в дебри VFP, либо считать отдельно в каком-нибудь спец. софте. Например Perform (просто других не знаю).
С уважением,
Инженер
P.S. В любом случае стоит уточнить что Вас смущает в Вашем случае при ГД прогнозе - inflow или outflow. Просто это "две большие разницы"(с).
Спасибо, Мишген.
Как мне помнится inflow по-русски это напорная характеристика скважины, outflow - напорная характеристика насоса. то есть мне нужно попросить технологов провести предварительный подбор ЭЦН.
Окей.
Далее, задаем минимальное забойное - определяем максимальный дебит и депрессию (после пускового пика).
Далее подбираем такой дебит, чтобы насос обеспечивал заданный дебит долгий период времени (3-6 месяцев в проектировании не бывает, бывают года).
Продолжая вопрос, как определяете эффективность ГТМ на симуляторе?
Далее вопрос - при разработке на естественном режиме происходит снижение пластового, забойного давлений и дебита скважин. Как задать работу скважины на прогноз, когда ни одна величина не остается постоянной
outflow - характеристика всего лифта - трубы, насосы, штуцеры и пр, который изменяется с течением времени.
В данный конкретный момент, для фиксированных параметров системы пласт-скважина-оборудование получим одну единственную рабочую точку на пересечении IPR/VLP - т.е. дебит и соответсвующее ему забойное давление.
При изменении хотя бы одного из параметров - пластовое давление, обводненность, частота насоса, газовый фактор, .... - меняются кривые IPR и/или VLP, соответственно получаем новую рабочую точку. Что собственно и происходит в реальности.
Стандартными средствами Eclipse - это можно учитывать с помощью задания VFP таблиц, которые, правда, придется построить в другом софте - VFPi, WellFlo, Prosper, Perform.
Методами интегрированного моделирования (например в Resolve) - Resolve сам подставляет нужные значения? исходя из состояния системы, значения определяются итерационно.
Использовать все это или нет, зависит от каждой конкретной задачи и, что самое главное от поставленной цели. Для подавляющего большиства задач можно обойтись без этих заморочек, прописав на прогноз условия добычи и возможные ограничения.
Цепочка замкнулась !
Спасибо, Владимир.
> когда ни одна величина не остается постоянной...
в eclipse есть возможность ограничивать сверху депрессию, например, WELDRAW
управлять забойным (читай, сменой насоса) при определенном событии (рост обводненности, падение пластового, да чего хочешь в общем) в ACTION(X) итд...
Это ближе к делу. То есть формализовать каким либо образом стратегию разработки месторождения.
К примеру, рост пластового давления позволит увеличить дебиты скважин. И так далее.
По начальным дебитам скважины, я полагаю, правильно получать зависимость Pзаб(Pпл) от Q и передавать технологам (при разных интервалах перфорации и скинах (!)).
Таким образом, сублимируя вышесказанное, дебиты новых скважин это не та величина которую можно определить на симуляторе. мы можем сказать что будет с депрессией, обводненностью, давлениями со временем. но смешивать разработку месторождения с эксплуатацией месторождения в одном коктейле - идея не самая лучшая.
Спасибо за участие.
Думаю все-таки для "проектантов" такие подробности не нужны. Исходя из поставленной задачи (планирование на долгосрочный период) идеальным вариантом остается все-таки управление по забойному давлению. Это в принципе соответствует варианту эксплуатации ЭЦН с ЧПС с последующей сменой насоса при выходе дебита из диапазона работы насоса (фиксировать эти моменты не обязательно - коэф.эксплуатации 0.9 простой вполне учитывает). При таком управлении изменение ППД или падение пластового давления будет приводить к адекватному изменению дебита скважин ... а то, когда конкретно и на какой скважине необходимо будет выполнить смену ЭЦН и т.п - вопрос технологов. Кстати, что-то я не замечал последнее время просматривая историю "зажатых" скважин :-) либо ограничение по давлению насыщения (стремимся держать постоянным), либо технологическое ограничение (плавает, но в среднем по больнице 50-70атм - снова константа).
С уважением,
Инженер
P.S.
2RomanK: "(3-6 месяцев в проектировании не бывает, бывают года)" - А кто Вам сказал, что я писал о "проектировании" или других методах гадания? Я говорил о "прогнозировании при помощи Eclipse дебита реальных скважин" :-) И просил уточнить какой вопрос раздела строительства "реальной скважины" Вас смущает :-) А вопросы "проектирования" пожалуйста к Монте-Карло :-)
2V. Volkov: У SIS-ов сегодня в стандартной цепочке к Eclipse - PipeSim. За ствол (VFP) и весь поверхностный трубопровод отвечает PipeSim. Управление идет через OpenEclipse (как когда-то NetWork опция начиналась) - увы, пока не пробовал.
Ответственно заявляю, что все симулирование интересующее меня касается только проектирования.
Считать на забойных интересно, но дебиты жидкости плавают - приходится объяснять. Тем более если перевешивают насосы это и в экономике надо указать. И еще и даты тогда указать, когда вместо какого на какой, сколько стоит.
Пользуясь популярностью темы спрашиваю - кто нибудь встречал работы господина Кадета (сотрудник РГУ) относительно перколяции и фазовых проницаемостей?
Хехе, всмысле встречал ли кто Кадета на своем винте
На гугле меня ещё не забанили.
+1 к посту mishgen
Romank, так и стараемся делать, как mishgen описал.
Но мне как правило, продакшн инженеры уже дают ориентиры по забойному.
U nas ya delayu tak:
Ves' fond sostait iz fontanok, a te kotorie slabie ewe i + gazliftom.
- Ot burovikov beru profil' skvazini
- ot subsurface engineera parametri skvazinnogo oborudovaniya (tubing, mesta ustanovok gaz-liftnih klapanov)
- v PROSPERE ili luboy drugoy programme stroyu "hydrolic tables" pri raznih parametrah GOR, WC, WHP, GLR
- importiruew' v simulyator, stavya ograni4enie na davlenie na golove
- piwew' "well managment logic" kotoriy upravlyaet 4to i kak delat' so skvazinoy i pri kakih usloviyah, plus kak optimizirovat' gaz-lift pri dalneywey obvodnenosti
- RUN i vse gotovo
Obi4no burenie podtverzdaet +/-10-15% ot prognoznix debitov. Problemi na4inayutsya na tex u4astkax gde ploxo izvestna geologiya. No eto k geologam.
Так ведь наоборот, то, какой у нас будет Q, определяется тем, какую цель мы себе по Рзаб выберем и какое Рпл обеспечим в ППД...
При разных скинах и перфорациях (читай тоже скинах - от частичного вскрытия) можем оценить дополнительные потери давления. Ну и, следовательно, насколько более производительный насос нам нужен, чтобы добыть тот же самый Q. Для этого наверное необязательно симулировать много, больше подойдет расчет в Perform + Excel (если чего в перформе не найдется...)
Просто у вас как и многих проектантов проницаемость в моделе взята по ГИС, а она завышена, поэтому когда вы задаете на первый взгляд вменяемые забойные давления, получаются огромные прогнозные дебиты. Второй момент связан с фазовыми проницаемостями, как правило в НИПИ их берут из керна. Мои наблюдения заключаются в том, что большинство керновых фазовых проницаемостей несут в себе немеренное увеличение подвижности системы вода нефть при увеличении водонасыщенности, в результате при постоянном забойном и падающем пластовом, зачастую происходит непонятный рост по жидкости.
У нас проницаемости по ГИС в 3-10 раз меньше чем по исследованиям.
Задаем на прогноз только дебиты по жидкости, которые определяются по удельной продуктивности существующих скважин. Сравниваются с дебитами окружающих скважин - это только по месторождениям по которым и так всё ясно.
Опасно считать на забойных потому как редко занимаемся востановлением энергетического баланса залежи (долгая история, большой фонд, замеры только с начала двухтысячных).
По второму моменту - есть исследования по определению ОФП на кернах, а что есть еще что-то?
Строится характеристика вытеснения модельная, сравнивается с близкими месторождениями, почти всегда меняются (момент который мне совершенно не нравится). Известны другие подходы? Поделитесь.
От характера фазовых зависит как будет вести себя дебит жидкости при постоянной депрессии, при увеличении доли воды в потоке затраты давления могут увеличится (тогда дебит жидкости уменьшается), или уменьшится (дебит жидкости растет). В каком моменте здесь непонятно?
Также дебит жидкости будет расти по умолчанию - постоянный дебит по жидкости в кубах растет в тоннах.
Я пытался с
ы
митировать ситуацию когда при падении пластового давления получить падающие дебиты по жидкости - это мне не удалось ни с помощью постоянного забойного давления, ни с помощью постоянной депрессии. Решение принято на глазок - исходный дебит жидкости уменьшается по логарифмике и задается в симуляторе на первые десять лет.
P.S. И хватит лирики уже. Ответы комментируйте цифрами, графиками, примерами. Симуляторов под руками нет?
А теперь в картинках !well.jpg
Не понятно, почему опасно считать на забойных???? А то что большая история, а вменяемая часть только с 2000 года, это у всех так и ничего страшного здесь нет.
Сравниваете с дебитами остальных скважин и мультом опускаете текущую продуктивность до реальных пределов - это только потому что текущая проницаемость в моделе ЗАВЫШЕНА. Если бы она сидела хотябы в порядках правельных, дебиты соседних скважин (их порядки) и так бы получились бы на вновь пробуренной скважине при вменяемых забойных давлениях.
По ОФП. Есть масса способов расчета ОФП как из промысловых данных так и чисто теоретически. Но заостриться я хотел не на этом. Обратим внимание на крайние точки в ОФП и на ПВТ параметры нашей системы:
К примеру (раз уж так очень нужно):
подвижность данного флюида в данном коллекторе определяется как kabs*kr/m (m-вязкость флюида) при еденице депресии.
Предположим что вязкость воды 0.4 сП, а вязкость нефть 1.2 сП. Если kabs считать постоянным параметром то при работе скважины чистой нефтью (а фазовая по нефти начинается с единицы), величина подвижности составит kabs/1.2. При полном обводнении скважины (только вода) подвижность составит kabs*krw/0.4 таким образом чтобы скважина при полном обводнении давала столько же воды сколько и нефти крайняя точка по воде дожна равняться 1/3 т.е. 1/(mo/mw). А теперь стоит посмотреть на ваши вязкости и ОФП и все встанет на свои места. Стоит отметить что на самом деле подвижности воды и нефти не равны как правило, но порядки их отличия по факту обычно в разы меньше чем в керновых ОФП. Кстати заложив в расчет ОФП условие что подвижность системы вода-нефть на любой насыщенности равна, ОФП становятся очень похожи по формк на Псевдо ОФП.