Baurzhan пишет:

Всем Привет!

У меня модель однофазного газового месторождения для E100. Проницаемость меньше 0.01 мд, так что вода неподвижна
Добыча контролируется через постоянный BHP=900

Я заметил по фактической истории добычи, что на многих скважинах появилось обводнение на забое. Это конденсат, который создает противодавление в трубе и затрудняет продвижение газа вверх.

Так как я не могу симулировать конденсацию воды, надо другим способом воссоздать этот процесс. Я пробовал увеличить BHP, но заметных результатов не получил.

Есть предложения? Кто-нибудь уже сталкивался с этим?

А не скажете, в каких пределах варьируется обводненность? И еще, какая это залежь? Есть ли закачка на месторождении?

Baurzhan пишет:

Это конденсат, который создает противодавление в трубе и затрудняет продвижение газа вверх.
...
Так как я не могу симулировать конденсацию воды, надо другим способом воссоздать этот процесс. Я пробовал увеличить BHP, но заметных результатов не получил.

Я не моделировал газовые месторождения. Но 60-90% обводненности за счет конденсации воды считаю невероятным, смоделировать такое точно не получится. Если это точно вода, значит это пластовая вода. Хотя я не знаю, для газовых месторождений обводненность это отношение дебита воды к какой величине? И какое абсолютное значение примерно дебита воды?

А как Вы себе представляете обводнённость газа 60-90% ?
Не могут 2 куба газа выносить куб воды. У Вас будет образовываться "водяная пробка" на забое скважины, через которую газ не сможет пройти. В итоге скважина останавливается.

А вот если бы это газовое месторождение было на Луне, то возможно -)

Меня опередили)

Обычно, обводнённость приводится к отношению объёмов.

Baurzhan пишет:

Я заметил по фактической истории добычи, что на многих скважинах появилось обводнение на забое. Это конденсат, который создает противодавление в трубе и затрудняет продвижение газа вверх.

Baurzhan, конденсату очень тяжело создавать противодавление в трубе. Посмотрите на последние ГДИ по обводненным скважинам и сравните их с фактическими режимами за этот период. Если будут изменения, то меняйте кривую притока (продуктивность).

Baurzhan пишет:

Обводненность варьируется от скважины к скважине между 60% и 90%. Это газовое месторождение. Добыча идет засчет своего естественного давления. Закачки нет

Как выше писали, скорее всего это пластовая вода. Посмотрите, как подтягивается контур и по каким именно скважинам показатель 90%.

для газовых месторождений нет понятия "обводненность".
Существует термин ВГФ (водогазовый фактор, размерность г/см3). Его сравнивают с естественным влагосодержанием газа при текущих термобарических условиях (см."Инструкцию по исследованию скважин"). А для контроля поступления пластовой воды - смотрят динамику содержания хлора.

Baurzhan пишет:

Всем Привет!

У меня модель однофазного газового месторождения для E100. Проницаемость меньше 0.01 мд, так что вода неподвижна
Добыча контролируется через постоянный BHP=900

Я заметил по фактической истории добычи, что на многих скважинах появилось обводнение на забое. Это конденсат, который создает противодавление в трубе и затрудняет продвижение газа вверх.

Так как я не могу симулировать конденсацию воды, надо другим способом воссоздать этот процесс. Я пробовал увеличить BHP, но заметных результатов не получил.

Есть предложения? Кто-нибудь уже сталкивался с этим?

вопросы
Забойное давление 900 это в чем?
60-90% воды это я понимаю Sw в призабойной зоне?

предложения
замени воду в E100 на нефть со всеми водяными свойствами. т.е. моделируешь газоконденсатную залежь. тогда сможешь обеспечить выпадение конденсата (под кличкой OIL)