Выдаёт ошибку при инициализации :(



у меня работает. под какую версию .NET писано? valer тебе надо будет установить .NET framework, непонятно правда какой версии. если есть возможность, ставь последнюю 4.5 кажется

ставить лень, может скрин повесите ?? чо она там делает, продуктивность по Яковлеву считает ?

Аналогичный вопрос, какая методика расчета? Есть ещё методы произведения и Маскета, да здравствуют 80-е )

Я как-то проводил проводил анализ по исследованиям, где подрядчик считал коэффициент продуктивности по псевдоиндикаторной кривой (метод Яковлева, дифференциальный метод). Так вот, по результатам он напоминает генератор случайных чисел, разброс - мама не горюй. С этим методом следует быть осторожным.

странник, я искал както метод яковлева, скинь пожалуйста описание если осталось. у нас яковлев+дифф дают

RomanK. пишет:

странник, я искал както метод яковлева, скинь пожалуйста описание если осталось. у нас яковлев+дифф дают

Описание метода есть в книге Ипатова и Кременецкого "Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов", книга есть на 4shared.com

могу скинуть в экселе был где то

слушайте, действительно старый стал. в ипатове и кремнецком летом нашел и удачно забыл. это же метод маскета.

Ну что большой процент попадания по продуктивности и пластовому, согласно этого метода ?

Да я хер его знаю, у ГДИшников три раза подряд сделанные исследования, словно три разные скважины. Параметры летают плюс минус бесконечность.

RomanK, Вы добьёте моё уважение к ГДИшникам.

RomanK. пишет:

Да я хер его знаю, у ГДИшников три раза подряд сделанные исследования, словно три разные скважины. Параметры летают плюс минус бесконечность.

Это да. По соседним скважинам приняли вязкость в одной 34 сПз, а в другой всего 2 (пробу спутали? там одна такая низкая проба на всё месторождение). Получили проницаемости соседей 2700 и 270. И даже в одной скважине берут разные параметры (могут даже мощность спутать) и получают то 1000, то 9000 мД. Я не удивлюсь если вязкость брали по нефти без учета обводненности. Зато всё сделано в Saphir.

это все в том случае если технология рулит разработкой  ))

RomanK. пишет:

слушайте, действительно старый стал. в ипатове и кремнецком летом нашел и удачно забыл. это же метод маскета.

В той книге методы псевдоиндикаторной и Маскета стоят рядом, но все-таки это не одно и то же. По крайней мере, в теории )

EmptyEye13 пишет:

Это да. По соседним скважинам приняли вязкость в одной 34 сПз, а в другой всего 2 (пробу спутали? там одна такая низкая проба на всё месторождение). Получили проницаемости соседей 2700 и 270. И даже в одной скважине берут разные параметры (могут даже мощность спутать) и получают то 1000, то 9000 мД. Я не удивлюсь если вязкость брали по нефти без учета обводненности. Зато всё сделано в Saphir.

Если есть вода и нефть, то следует рассчитывать проницаемости по нефти и по воде. Проницаемость пласта, пожалуй, наименее достоверная величина среди всех результатов интерпретации ГДИС, слишком многое влияет на точность её расчета.

welltester пишет:

могу скинуть в экселе был где то

 

А скинь пожалуйста, будь другом... 

что именно ? 

адрес? какой

alcogrom(at)rambler.ru

Если расматривать в качестве флюида нефть и воду, то на точность расчета проницаемости пласта влияют ошибки в принятых значениях мощности пласта, дебита жидкости, водонасыщенности и нефтенасыщнности, относительных фазовых проницаемостей, коэффициентов вязкости и объемных коэффициентов по нефти и воде (которые в свою очередь зависят от давления и темературы). Кроме того, должен быть  верно выбран участок радиального течения.

Немного подробнее расскажу про методы псевдоиндикаторной и Маскета.

Они основываются на одинаковых предположениях и в основе этих двух методов лежит одно и то же общее решение (уравнение Маскета). Теоретически, если взять один и тот же участок КВД в методах псевдоиндикаторной и Маскета, то результаты должны быть одинаковы. На практике результаты отличаются, т.к. метод псевдоиндикаторной более чувствителен к погрешностям изменения давления при его малом темпе, например, при низком разрешении по давлению.

Применять метод Маскета следует на больших временах, когда КВД начинает выходить на пластовое давление (см. рисунок из книги Эрлагера).

viv1981 пишет:

да-да, во всем виноваты ГДИшники!:)

То скин вам выдавай + чтобы ГРП сделали, то -. То пластовое задеритие. Короче творческая интерпретация

Последнее видимо основное.

Странник спасибо, красивая картинка.

viv1981 пишет:

да-да, во всем виноваты ГДИшники!:)

Не стреляйте в пианиста, он играет как умеет )

valer пишет:

Странник спасибо, красивая картинка.

Не за что, рад помочь. 

Странник пишет:

На практике результаты отличаются, т.к. метод псевдоиндикаторной более чувствителен к погрешностям изменения давления при его малом темпе, например, при низком разрешении по давлению.

Метод Яковлева и дифференциальный метод Маскета - это абсолютно одно и то же. Разница в расчетах может быть только из-за разной степени сглаживания расчетного дебита или производной давления (что фактически одно и то же).

Это прекрасно показано у Кременецкого-Ипатова в последней книге (2012), с сопоставлением формул. Цитата:

"Таким образом, все рассмотренные выше экспресс-методы обработки результатов КВУ не только имеют единую физическую основу. Они полностью идентичны, отличаясь лишь формой представления исходных результатов."

Насчет веры или не веры в интерпретации. Год назад я делал такую презентацию, в которой сравнивал результаты интерпретации КВУ одних и тех же скважин, выполняемых одной и тойже компанией с интервалом в три-пять месяцев. Для того, чтобы подавить влияние скин-фактора, я перевел выдаваемые продуктивности к одному знаменателю (S=0). Вот результат по коэффициентам продуктивности:

2.22 / 5.14

5.47 / 3.05

1.93 / 4.59

2.47 / 0.93

1.02 / 1.28

Вот исходные продуктивности:

0.54 / 4.72

7.50 / 2.00

1.20 / 3.70

1.03 / 1.34

2.73 / 2.41

Проницаемости:

92 / 352

194 / 816

360 / 863

27 / 107

106 / 295

Скин-фактора:

+19.9 / +0.57

-1.79 / +3.40

+8.9 / -1.97

-4.0 / - 2.98

Выборка без махинаций и отбрасываний, взял свежие исследования и повторные за короткий промежуток времени.

Своим интерпретаторам понятное дело не верю, но дальше то что? Чем меньше исследований, тем меньше вопросов - так чтоли? :)

КВУ наверно самый чувствительный к ЧФ метод исследования. Зато простор для творчества!

Да, NET.F точно не было. Уже принесли. Завтра глянем, как  viv1981 решил задачку перевода уровня в давление.

Krichevsky пишет:

Метод Яковлева и дифференциальный метод Маскета - это абсолютно одно и то же. Разница в расчетах может быть только из-за разной степени сглаживания расчетного дебита или производной давления (что фактически одно и то же).

Это прекрасно показано у Кременецкого-Ипатова в последней книге (2012), с сопоставлением формул. Цитата:

"Таким образом, все рассмотренные выше экспресс-методы обработки результатов КВУ не только имеют единую физическую основу. Они полностью идентичны, отличаясь лишь формой представления исходных результатов."

Базовое уравнение у методов псевдоиндикаторной и Маскета одно и то же, но сами методы не "абсолютно одно и то же". В методах может быть единый подход, но если отличается последовательность действий (совокупность приемов), то и методы следует считать различными. По крайней мере, так я понимаю определение слова "метод".

Уточню, когда я сравнивал метод псевдоиндикаторной и метод Маскта, я имел в виду  не диф. метод Маскета, а обычный.

RomanK. пишет:

Выборка без махинаций и отбрасываний, взял свежие исследования и повторные за короткий промежуток времени.

Своим интерпретаторам понятное дело не верю, но дальше то что? Чем меньше исследований, тем меньше вопросов - так чтоли? :)

А что сами интерпретаторы пишут по поводу таких изменений, к примеру, скин-фактора? 

valer пишет:

КВУ наверно самый чувствительный к ЧФ метод исследования. Зато простор для творчества!

Да, NET.F точно не было. Уже принесли. Завтра глянем, как  viv1981 решил задачку перевода уровня в давление.

Здесь не перевод уровней в давления. Скорее, наоборот, перевод давлений в уровни для расчета дебита послепритока.

Странник пишет:

А что сами интерпретаторы пишут по поводу таких изменений, к примеру, скин-фактора? 

Мой посыл был такой -

можно ли, имея опыт повторных исследований (первое, это компрессирование, второе это КВУ), понять как при первичном, но очень важном копрессировании, получить параметры близкие к последующему КВУ (хотя я сомневаюсь в адкватности и второго, но да ладно).

Опыт есть, цифр валом. Интерпретаторы наморщили свой узенький лобой и не поняли "а чо надо то?". Главный геолог попросил меня сделать это, но в итоге и он ушел и я перешел на другой проект. А по продуктивностям полётам, стандартный же ответ "мы используем методики опробованные на месторождениях западной сибири" ну или какой либо другой район рассеи, чего они ещё могут сказать.

А оно всё такое, как ткнешь так и сыпется.

Компрессирование тоже сильно зависит от пластового, можно гонять жидкость по пластам.

То же делал прогу ipr, потом забросил  http://webfile.ru/6217247

Сурьёёёзный подход!

RomanK. пишет:

Мой посыл был такой -

можно ли, имея опыт повторных исследований (первое, это компрессирование, второе это КВУ), понять как при первичном, но очень важном копрессировании, получить параметры близкие к последующему КВУ (хотя я сомневаюсь в адкватности и второго, но да ладно).

Опыт есть, цифр валом. Интерпретаторы наморщили свой узенький лобой и не поняли "а чо надо то?". Главный геолог попросил меня сделать это, но в итоге и он ушел и я перешел на другой проект. А по продуктивностям полётам, стандартный же ответ "мы используем методики опробованные на месторождениях западной сибири" ну или какой либо другой район рассеи, чего они ещё могут сказать.

А оно всё такое, как ткнешь так и сыпется.

Чтобы получить параметры, близкие к предыдущему исследованию, они должны быть определены правильно в обоих исследованиях (с уважением, ваш К.О.) 

Для каждой технологии исследования есть свои особенности интерпретации ГДИ, не зная которых можно легко получить "левые" результаты. По меньшей мере 7 из 10 интерпретаторов ГДИС по России делают очевидные ошибки при обработке исследований. Есть и другие проблемы, касающиеся особенностей технологии исследования. В общем, здесь целую книгу можно написать, чтобы все это показать )

Странник пишет:

RomanK. пишет:

Мой посыл был такой -

можно ли, имея опыт повторных исследований (первое, это компрессирование, второе это КВУ), понять как при первичном, но очень важном копрессировании, получить параметры близкие к последующему КВУ (хотя я сомневаюсь в адкватности и второго, но да ладно).

Опыт есть, цифр валом. Интерпретаторы наморщили свой узенький лобой и не поняли "а чо надо то?". Главный геолог попросил меня сделать это, но в итоге и он ушел и я перешел на другой проект. А по продуктивностям полётам, стандартный же ответ "мы используем методики опробованные на месторождениях западной сибири" ну или какой либо другой район рассеи, чего они ещё могут сказать.

А оно всё такое, как ткнешь так и сыпется.

Чтобы получить параметры, близкие к предыдущему исследованию, они должны быть определены правильно в обоих исследованиях (с уважением, ваш К.О.) 

Для каждой технологии исследования есть свои особенности интерпретации ГДИ, не зная которых можно легко получить "левые" результаты. По меньшей мере 7 из 10 интерпретаторов ГДИС по России делают очевидные ошибки при обработке исследований. Есть и другие проблемы, касающиеся особенностей технологии исследования. В общем, здесь целую книгу можно написать, чтобы все это показать )

Ну давайте разберем ошибки ... 

Чё, ошибки надо?

Пожалуйста! При опробовании скважины компрессирование результата не дало, скважина поглощала. Было принято решение провести испытание методом налива. Подогнали нефтевоз, бульк в ззатрубное, По КПУ на К приёмистости, от него к продуктивности. И дебит, 62 м3/сут. При среднем по объекту около 5. Бедную скважину трясли как грушу, чего только не делали. В итоге сваб с расходометрией, итог 3 м3/сут. Сколько нервов! 

Да, да, да... всегда хотят ГДИшников залошить, сказать ничего они не умеют, толи дело наши модели...

Человека который хочет получить качественный ФЕС по КВУ можно однозначно приравнивать к не адекватному специалисту в области ГДИС. По КВУ можно оценить приток и пластовое давление, всё остальное что хотят Вам преподнисти за действительное таковым не является)

Програмка это хорошо, вот только на работе её не поставить, придется по старинке в Excelе оперативно считать :(

Неадекватный специалист. Вам товарищ доподлино должно быть известно, что гди это сервис. Есть товарищи рекламирующие свои способности, а есть товарищи покупающие эти способности. Огромное число от которых ты не услышишь "этого нельзя". Можно все ради бабосиков. Поэтому, тот кто немного понимает гди осознает что впаривается чушь, что и рождает мнение о гди. И с другой стороны, сервисные компании не все одинаково хороши.

Странник пишет:

Здесь не перевод уровней в давления. Скорее, наоборот, перевод давлений в уровни для расчета дебита послепритока.

[/quote]

Ага, увидел. Получается КВД но с открытым устьем?

Кстати, похоже нашёл применение програмке, помните про мои любимые ступеньки? В 5 случаях из 7 расчитанный по dP/h К прод соответствует фактическому. Похоже, можно патентовать метод.