кто скажет, должен ли меняться К.Продуктивности со временем? если в скважине не проводилась интенсификация. Просто скважина работала и ничего там неделали....
не должен, но может. В силу различных причин. самое простое: Кпрод=Q/dP=2Пи*гидропроводность/(ln Rкп/rскв+S) - проанализировать все возможные изменения. Наиболее вероятная причина - изменение скина (увеличение - например, в силу очищения ПЗП в процессе отработки скважины)
Такое возможно. Проанализируй следующие составляющие Кпрод.
1. Проницаемость пласта Может снижаться из-за снижения пластового давления и увеличения эффективного горного давления, воздействующего на породу. Может снижаться из-за взаимодействия закачиваемой воды с пластовой водой или горными породами (образование солей, набухание глин).
2. Скин фактор Может увеличиваться из-за отложения АСПО или солей в ПЗП, из-за блокирования пор в ПЗП частицами горной породы. Может увеличиваться из-за разрушения или блокирования перфорационных каналов. Если коллектор трещинно-поровый, то трещины при определенной депрессии могут закрываться, что снижает общую проницаемость в ПЗП. Т.е. скин фактор может увеличиться.
Кроме вышеперечисленного может меняться за счет роста обводненности (изменение подвижности флюида) и за счет новых соседних скважин (изменение контура питания),
Кроме вышеперечисленного может меняться за счет роста обводненности (изменение подвижности флюида) и за счет новых соседних скважин (изменение контура питания),
спасибо за ответы..
а логически, если построить график зависимоти Коэф продук во времени,.. скажем не каких работ не проводилось (закачка воды, тд; перфорация; итд)
тогда коэф продукт должен падать как и платовое давление или же не меняться,?
а логически, если построить график зависимоти Коэф продук во времени,.. скажем не каких работ не проводилось (закачка воды, тд; перфорация; итд) тогда коэф продукт должен падать как и платовое давление или же не меняться,?
Если в скважине ничего не меняется,то и Кпрод не должно меняться. Но: если меняется обводненность - может изменяться в любую сторону, в зависимости от фазовых если выпадают всякие парафины итп - будет снижаться если у тя на уровне пласта порода кусками отваливается (образуются каверны) - будет расти
Насколько я понимаю, продуктивность может быть переменной при эксплуатации скважины, если в залежи происходит падение пластового давления (например, ограниченной, или при достижении воронки депрессии соседней скв-ны) при этом условия на забое - падение давления и дбита во времени..
кто скажет, должен ли меняться К.Продуктивности со временем? если в скважине не проводилась интенсификация. Просто скважина работала и ничего там неделали....
Однажды оценивал для месторождения на котором работал. Первые 6-8 месяцев растет (очистка ПЗП после бурения), потом падает. Скорее всего АСПО в связи со снижением температуры из-за большого количества газа.
Понятно, что коэф. продуктивности изменяется во времени в силу разных причин. А вот кто мне пояснит интересную деталь. В данный момент я изучаю прогу сапфир и и есть еще такая книженция "Анализ динамических потоков". Так вот там также используют коэф. С размерностью баррель/psi, который совпадает с размерностью коэф. продуктивности. Но "буржуи" данный коэф. С называют коэф. влияния ствола скважины. Это разные вещи? При этом понятие коэф. продуктивности вообще в книге не упоминается и в проге. Возможно это одно и тоже, хотя даже из названия данных параметров можно предположить, что это разные вещи
Понятно, что коэф. продуктивности изменяется во времени в силу разных причин. А вот кто мне пояснит интересную деталь. В данный момент я изучаю прогу сапфир и и есть еще такая книженция "Анализ динамических потоков". Так вот там также используют коэф. С размерностью баррель/psi, который совпадает с размерностью коэф. продуктивности. Но "буржуи" данный коэф. С называют коэф. влияния ствола скважины. Это разные вещи? При этом понятие коэф. продуктивности вообще в книге не упоминается и в проге. Возможно это одно и тоже, хотя даже из названия данных параметров можно предположить, что это разные вещи
И все же, я не много не догонаю в размерностях в приведенных формулах из этой книги. Например Если в скважине присутствует уровень жидкости, то глубина этого уровня связана дебитом дV=Vunity*дh и изменением давления дР=рдh(g/gc). то есть в системе СИ м3=м3*м или Па=кг/м3*м?? как это. Но все равно книга неплоха для иллюстрирования возможностей сапфир и топаз
И все же, я не много не догонаю в размерностях в приведенных формулах из этой книги. Например Если в скважине присутствует уровень жидкости, то глубина этого уровня связана дебитом дV=Vunity*дh и изменением давления дР=рдh(g/gc). то есть в системе СИ м3=м3*м или Па=кг/м3*м?? как это. Но все равно книга неплоха для иллюстрирования возможностей сапфир и топаз
все правильно - упрощенно, единичный объем это например объем жидкости в 1 погонном метре скважины - следовательно общий объем жидкости в скважине равен объему жидкости в одном погонном метре умноженом на высоту. По второй формуле смотри проще [кг/см2]=[кг/см3]*[см/1].
По DFA - Оч.хорошая книга, хотя есть некоторые личности, которые хотят закакать (мягко сказано) Сапфир основы которого и прописаны в ней
Подскажите, пожалуйста, от каких факторов зависит коэффициент продуктивности скважины? Влияет ли структура месторождения, т.е. если существуют разломы снижают ли они величину коэффициента? Заранее благодарю.
Подскажите, пожалуйста, от каких факторов зависит коэффициент продуктивности скважины? Влияет ли структура месторождения, т.е. если существуют разломы снижают ли они величину коэффициента? Заранее благодарю.
Коэффициент продуктивности нефтяной скважины зависит от: проницаемости пласта по нефти, нефтенасыщенной мощности, объемного коэффициента и вязкости нефти, радиуса скважины, радиуса области дренирования, скин фактора. Если существуют разломы, то они могут ограничить/изменить область дренирования скважины и повлиять на коэф продуктивности. Для учета влияния различных форм области дренирования на продуктивность скважины можно использовать фактор формы Дитца (Dietz shape factor).
Подскажите, пожалуйста, от каких факторов зависит коэффициент продуктивности скважины? Влияет ли структура месторождения, т.е. если существуют разломы снижают ли они величину коэффициента? Заранее благодарю.
По Дюпюи Кпрод = [ 2*Pi*(K*Hэфф/Mu) ] / [ (ln(Rкп/Rскв) + S) * Bo ]
K - проницаемость Hэфф - эффективная мощность Mu - вязкость флюида Rкп - радиус контура питания скважины S - скин-фактор
Все эти параметры влияют на Кпрод. Разлом означает уменьшение радиуса контура питания (об этом уже писали выше), значит, при прочих равных продуктивность будет ниже.
По Дюпюи Кпрод = [ 2*Pi*(K*Hэфф/Mu) ] / [ (ln(Rкп/Rскв) + S) * Bo ]
Забыли домножить на фазовую проницаемость. С ростом обводненности растет коэффициент продуктивности по жидкости. Соотношение продуктивности по чистой воде (100% обводненности) и чистой нефти (0% обводненности) зависит от соотношения вязкости, соотношения плотности и фазовой проницаемости по чистой воде. Если у вас есть промысловые данные о пробной закачке воды, можно оценить это соотношение. По моей текущей работе это соотношение равно 4.
По Дюпюи Кпрод = [ 2*Pi*(K*Hэфф/Mu) ] / [ (ln(Rкп/Rскв) + S) * Bo ]
K - проницаемость Hэфф - эффективная мощность Mu - вязкость флюида Rкп - радиус контура питания скважины S - скин-фактор
Все эти параметры влияют на Кпрод. Разлом означает уменьшение радиуса контура питания (об этом уже писали выше), значит, при прочих равных продуктивность будет ниже.
э-э-э.. ну-ну.. Кпрод "при прочих равных" обратно пропорционален ln(Rкп/Rскв), а если Rкп - меньше, то и ln(Rкп/Rскв) будет меньше, а следовательно Кпрод будет больше.. собственно уменьшение Кпрод со временем при transient режиме - не что иное как увеличение зоны дренирования со временем.. тут фактор формы зоны дренирования либо "фиктивной скважиной" оперировать надо, которая дает доп падение давления при том же дебите, т.е. при прочих равных Кпрод будет уменьшаться, но сказать что это из-за радиуса контура питания - не лучший вариант...
исключительно чтобы показать что уменьшение радиуса контура питания приводит к увеличению продуктивности "при прочих равных"... при уменьшении радиуса контура питания до радиуса скважины - продуктивность = бесконечности.. (обратите внимание на цитату в моем посте)
Если коллектор расчлененный, могут быть всякие интересные косяки когда один пропласток сдувается, а у другого еще высокое давление. А если единый неоднородный пласт - просто будет продуктивность соответствовать его средневзвешенным показателям.
Ещё при трещино-поровом коллекторе может существовать эффект гестерезисных петель, то есть индикаторная диаграмма при разном ходе не будет себя повторять. Ну это эффект открытия и закрытия трещиноватости.
не должен, но может. В силу различных причин.
самое простое: Кпрод=Q/dP=2Пи*гидропроводность/(ln Rкп/rскв+S) - проанализировать все возможные изменения.
Наиболее вероятная причина - изменение скина (увеличение - например, в силу очищения ПЗП в процессе отработки скважины)
Такое возможно. Проанализируй следующие составляющие Кпрод.
1. Проницаемость пласта
Может снижаться из-за снижения пластового давления и увеличения эффективного горного давления, воздействующего на породу.
Может снижаться из-за взаимодействия закачиваемой воды с пластовой водой или горными породами (образование солей, набухание глин).
2. Скин фактор
Может увеличиваться из-за отложения АСПО или солей в ПЗП, из-за блокирования пор в ПЗП частицами горной породы.
Может увеличиваться из-за разрушения или блокирования перфорационных каналов.
Если коллектор трещинно-поровый, то трещины при определенной депрессии могут закрываться, что снижает общую проницаемость в ПЗП. Т.е. скин фактор может увеличиться.
Кроме вышеперечисленного может меняться за счет роста обводненности (изменение подвижности флюида) и за счет новых соседних скважин (изменение контура питания),
спасибо за ответы..
а логически, если построить график зависимоти Коэф продук во времени,.. скажем не каких работ не проводилось (закачка воды, тд; перфорация; итд)
тогда коэф продукт должен падать как и платовое давление или же не меняться,?
В этом случае Кпрод должен быть постоянным
Но: если меняется обводненность - может изменяться в любую сторону, в зависимости от фазовых
если выпадают всякие парафины итп - будет снижаться
если у тя на уровне пласта порода кусками отваливается
Насколько я понимаю, продуктивность может быть переменной при эксплуатации скважины, если в залежи происходит падение пластового давления (например, ограниченной, или при достижении воронки депрессии соседней скв-ны) при этом условия на забое - падение давления и дбита во времени..
Если у нас новое месторождение без сформированных ячеек разработки те скважины частично смотрят в открытый пласт то Кпрод будет падать согласно LSS?
Понятно, что коэф. продуктивности изменяется во времени в силу разных причин. А вот кто мне пояснит интересную деталь. В данный момент я изучаю прогу сапфир и и есть еще такая книженция "Анализ динамических потоков". Так вот там также используют коэф. С размерностью баррель/psi, который совпадает с размерностью коэф. продуктивности. Но "буржуи" данный коэф. С называют коэф. влияния ствола скважины. Это разные вещи? При этом понятие коэф. продуктивности вообще в книге не упоминается и в проге. Возможно это одно и тоже, хотя даже из названия данных параметров можно предположить, что это разные вещи
Таже в книге коэф. С называется коэф. накопления ствола скважины
Мдя..
Размерности следующие:
продуктивность = дебит/давление (например м3/сут.МПа)
коэффицент влияния ствола скважины С=объем флюида в стволе / давление столба жидкостиC.bmp
И все же, я не много не догонаю в размерностях в приведенных формулах из этой книги. Например
Если в скважине присутствует уровень жидкости, то глубина этого уровня связана дебитом
дV=Vunity*дh и изменением давления дР=рдh(g/gc).
то есть в системе СИ м3=м3*м или Па=кг/м3*м?? как это. Но все равно книга неплоха для иллюстрирования возможностей сапфир и топаз
все правильно - упрощенно, единичный объем это например объем жидкости в 1 погонном метре скважины - следовательно общий объем жидкости в скважине равен объему жидкости в одном погонном метре умноженом на высоту. По второй формуле смотри проще [кг/см2]=[кг/см3]*[см/1].
По DFA - Оч.хорошая книга, хотя есть некоторые личности, которые хотят закакать (мягко сказано) Сапфир основы которого и прописаны в ней
Подскажите, пожалуйста, от каких факторов зависит коэффициент продуктивности скважины? Влияет ли структура месторождения, т.е. если существуют разломы снижают ли они величину коэффициента? Заранее благодарю.
Коэффициент продуктивности нефтяной скважины зависит от: проницаемости пласта по нефти, нефтенасыщенной мощности, объемного коэффициента и вязкости нефти, радиуса скважины, радиуса области дренирования, скин фактора.
Если существуют разломы, то они могут ограничить/изменить область дренирования скважины и повлиять на коэф продуктивности. Для учета влияния различных форм области дренирования на продуктивность скважины можно использовать фактор формы Дитца (Dietz shape factor).
По Дюпюи Кпрод = [ 2*Pi*(K*Hэфф/Mu) ] / [ (ln(Rкп/Rскв) + S) * Bo ]
K - проницаемость
Hэфф - эффективная мощность
Mu - вязкость флюида
Rкп - радиус контура питания скважины
S - скин-фактор
Все эти параметры влияют на Кпрод.
Разлом означает уменьшение радиуса контура питания (об этом уже писали выше), значит, при прочих равных продуктивность будет ниже.
Забыли домножить на фазовую проницаемость.
С ростом обводненности растет коэффициент продуктивности по жидкости. Соотношение продуктивности по чистой воде (100% обводненности) и чистой нефти (0% обводненности) зависит от соотношения вязкости, соотношения плотности и фазовой проницаемости по чистой воде.
Если у вас есть промысловые данные о пробной закачке воды, можно оценить это соотношение.
По моей текущей работе это соотношение равно 4.
тут фактор формы зоны дренирования либо "фиктивной скважиной" оперировать надо, которая дает доп падение давления при том же дебите, т.е. при прочих равных Кпрод будет уменьшаться, но сказать что это из-за радиуса контура питания - не лучший вариант...
Причем здесь разломы и изменение продуктивности во времени?
исключительно чтобы показать что уменьшение радиуса контура питания приводит к увеличению продуктивности "при прочих равных"... при уменьшении радиуса контура питания до радиуса скважины - продуктивность = бесконечности.. (обратите внимание на цитату в моем посте)
а про разлом - это фактор формы и т.д. по тексту
Да, спасибо, нужно было перечитать перед отправкой. Продуктивность будет выше.
Товарищи, подскажите, пожалуйста, как влияет неоднородность коллектора по разрезу на продуктивность скважины ?
Если коллектор расчлененный, могут быть всякие интересные косяки когда один пропласток сдувается, а у другого еще высокое давление. А если единый неоднородный пласт - просто будет продуктивность соответствовать его средневзвешенным показателям.
Ещё при трещино-поровом коллекторе может существовать эффект гестерезисных петель, то есть индикаторная диаграмма при разном ходе не будет себя повторять. Ну это эффект открытия и закрытия трещиноватости.