Апр 13
Приветствую,
Меня интересует метод наилучшего совмещения, о котором я прочитал в статье Вольпина С. Г. «Мониторинг продуктивности добывающих скважин». В статье описывается, что данный метод позволяет определить гидродинамические параметры пласта и скин-фактор по кривой непрерывного изменения забойного давления и дается ссылка на РД 39-3-593-81, который я не смог найти. У кого-нибудь есть литература по данному методу или приведенный выше руководящий документ?
Опубликовано
13 Апр 2013
Активность
23
ответа
6092
просмотра
7
участников
0
Рейтинг
В Роснефти есть регламент и методика по определению параметров пласта по кривой падения дебитов и забойного давления на неуст режиме (т.н факторный анализ снижения). Все новые скважины подвержены такому анализу, с учетом чего в т.ч обновляются карты Kh и корректируется программа бурения (есть в некоторых статьях НХ, не помню номера и нашем вестнике который можно скачать на сайте компании)
Сейчас прикручиваем сюда еще ГС с мГРП
Ога, только там тезисы одни. Нормальные номера только для лохматых годов.
ну да, реальные формулы в макросах, а детальное описание с самой методичке )
А как замеряется забойное в ГС с МГРП?
По сабжу - в отсутствие информативных диагностических режимов совмещение можно получить идеальное при множестве наборов параметров. Поэтому не рассчитывайте что вы снимете любую кривую и по ней подберете параметры. Максимум - продуктивность и Рпл.
Нет радиалки (или независимой оценки проницаемости или скина) - нет интерпретации.
стр 30-34: http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v01_2010.pdf
Если идет массовое бурение, единичные 'вылеты' можно увидеть на карте и попытаться с ними разобраться.
В целом метод апробирован не на 1 тыс скв. На каждой скважине ГДИС не проведешь.
Погрешность существует, но во первых она не критичная (и она уменьшается если новая скв с ГРП и скв вводятся в относительно не просаженных по Рпл зонах), во вторых это лучше чем ничего.
Раньше kh закрепляли по данным эксплуатации на п/уст режиме, но с учетом увеличения расчлененности новых скважин, появлением несвязанных прослоев, а также неоднозначности скина в длит период эксплуатации этот метод для новых зон пока не припеняется. Хотя есть идеи как оба метода совместить
niksam, спасибо за статью. Данный метод, по сути, есть метод наилучшего совмещения. Там совмещается фактическая кривая изменения дебита во времени и кривая, полученная по уравнению пьезопроводности. Применяете ли вы что-то подобное после продолжительной эксплуатации скважины или факторный анализ возможен только на новых скважинах?
Спасибо, про мысли Краснова я в курсе.
Вот Вы пишете "методика по определению параметров пласта по кривой падения дебитов и забойного давления".
Так скажите все-таки, как вы замеряете забойное давление и в частности в ГС с МГРП? А в период фонтанирования (он может быть и несколько месяцев)?
Забойное зачастую определяется через Ндин (где-то есть датчики под насосом).
В техрежиме скважин при расчете Рзаб учитывается поправка на газ на моделях Hasan&Kabir и Beggs&Brill, разработанных совместно с университетом Талса. Из старых статей есть тут, стр.13 http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v03_2006.pdf Вроде есть новее в НХ и SPE.
Все автоматизировано, особых проблем нет. ИДНы (или где это оптимизацией называется) в год делаем 2-3 тыс.шт.
Если большие проблемы с пеной - спасают контрольные отжима
Насчет ГС с мГРП - а в чем разница? Какой перепад давления будет с суммарным дебитом скважины 100м3/сут и дебитом каждой стадии 10-20 м3/сут? Потери на трение единицы атм.
Математика описывающая приток и распределение давления немного другая, но суть не меняется.
Главное не бояться внедрять, анализировать, учиться на ошибках, править и главное тестить на большом количестве скважин.
Разница в том, что в обычную скважину спускаем сразу ЭЦН с ТМС и имеем КСД с самого начала, а вот горизонталки сначала долгое время фонтанируют и данных о забойном в этот период нет. Я думал у вас как-то эта проблема решилась. А насчет уровней все ясно, "Главное не бояться" (с).
Не видел еще ни одной фонтанирующей горизонталки с ГРП. Как правило их бурят в низкопроницаемый коллектор
Конечно по ННС если есть фонтаны - они не анализируются в период фонтанирования (но таких скв 1-2% от силы)
На новых. До переходящего руки не доходят.
На переходящем есть прокси-модель ( с подбивкой kh на Рзаб и расчетное Рпл, которое в свою очередь сажается на опорные точки достоверных ГДИС). Но тут есть определенные сложности (трещины грп, мониторинг скин, неоднозначность истории...), в общем мы в процессе.
Статья не ясная, нет описания методики, нет описания примера обработки. Вывод формул останавливается едва начавшись. Никсам покажите хотя бы на пальцах как проходит обработка, что в "дано" и какие параметры в итоге определяются. Или еще статьи может быть...
Никсам наверно чуток оговорился: "пены" в РН нет, бывает "газожидкостная смесь с высоким газосодержанием" )
Это грустно. А проблема в том, что после фонтана мы запускаемся насосом уже из воронки, интерпретация сильно усложняется.
Еще раз говорю, мы не запускаем скважины из фонтана, как бы не было это для вас грустно.
Дано суточная динамика Q и Рзаб, задаются доверительные интервалы k_min-k_max, skin_min- skin_max, Pr_min-Pr_max. Если простыми словами - ищется оптимальное решение описывающее приток на нестац режиме в условиях неопределенности, в условиях взаимосвязи двух параметров Q-P (не закрепления одного из них, а именно взаимосвязи). Конечный результат - k, s, Pпл и общий процент достоверности решения. Считается в макросе за неск секунд. Если не устраивает результат, меняешь доверительный интервал и пересчитываешь.
Можете пройтись по старым 'открытым' статьям Вестника, а также в НХ, Spe, докладах конференций (под авторстовм Хасанова, Краснова, Мусабирова, Судеева, Юдина, Лубнина и ряда других). По моему изданы десятки статей на эту тему, также почитайте книги Хасанова М.М о нелинейности, неравномерности...
Вот например в открытом доступе http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v01_2006.pdf стр.23-29
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v02_2007.pdf стр.41-46
Вот кстати кто то про забойное давление спрашивал, в дополнение http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v02_2006.pdf.
Все в открытом доступе (пока), ссылки на литературу в статьях есть, читайте.
Назвать можно по разному.
А 'пены' не было в Юкосе
А имея P и Q почему нельзя проинтерпретировать вашу КСД классической гидродинамикой с лог-лог анализом? И получить параметры аналитически, без оптимизации?
Еще раз прочтите вначале статьи. Для вашего вопроса прежде всего 01_2006. Вопрос в неоднозначное, в выборе оптимального решения и визуализации набора оптимумов на карте решений или карте неопределенностей.. Понятно что когда смотришь со стороны думаешь что ничего нового в интерпретации не придумаешь. Но Хасанов это голова. И главное это приносит пользу, а применение на практике это главный плюс. Еще один плюс это быстрота интерпретации.
Конечно можно на каждой скважине делать полноценное ГДИ, спустить манометры с разрешением 0,001 атм, использовать высокоточные фазтестеры, но реальности это не камильфо. В наш век важна быстрота принятия решений на обоснованных данных с максимальной статистической подтверждаемостью. Если данные есть по 1 скв с погрешностью 0,1 мД и в качестве альтернативы на 10 скв с погрешностью 0,2-0,3 мД, я выберут второе.
Я чесслово не понял, к чему ссылки на Хасанова. Первая статья о зависимости k и s, ну толк какой от линии этой, вторая статья теоретическая, не понятно где практика. Гугл ссылок других не дает, не понимаю в чем фишка вашего восторга. Нелинейность читал давно, у нас пользовалась в универе спросом поп-наука, мы типа аспирантами связаны были с хасановым и мирзаджанзаде, я правда в поток не попал, хотя и не сожалею. Будем дальше гуглить
Фишка восторга проста - нахера делать исследования. Сделаем точечный замер один раз в год по каждой скважине по годам будем обрабытывать, если будет расхождение с моделью всегда можно подкрутить статистический разброс в сторону нужного значения.
Важно помнить что Хасанов был вп по науке в РН во второй половине нулевых.
Насчет практики, не уверен что она детально описана в каких то статьях. Могу сказать, что метод использовался не в 1 тыс новых скв РН и продолжает использоваться.
Результат - 1. факторный анализ результатов бурения, 2. формирование рейтинга бурения. Применяется как один из основных инструментов оценки продуктивности пласта.
И я никого не агитирую, никого не хочу в чем то убедить или переубедить. Я просто попытался рассказать как у нас это работает вот и все.