Задался этой темой, взяв для рассмотрения реальные данные по скважине, но просматривая источники (красная инструкция Алиева и новая ВНИИГАЗА) и пытаясь опеределить фильтрационные коэффициенты с учетом изменения свойств газа (вязкость и сверхсжимаемость) от давления на режимах, получаю тот же результат, что и если строить график ИД и КФС в обычных координатах ( DP2 от Q и DP2/Q от Q) - на первом графике - гипербола, а не парабола (ну естественно, у нас же отношение Рзаб к Рпл около 0,3 :)))), а на втором графике коэффициент В - отрицательный. По Алиеву (с учетом изменения реальных свойств газа) график КФС в координатах DP/Q от Q/mср, а по новой инструкции DP2/(Q*mср*z) от Q показывают тот-же отрицательный коэффициент В в уравнении.
С чем такой результат может быть связан?
Что-то я упустил из виду или написанное в инструкциях некорректно? (хотя проверил ту-же аливескую по примерам - все считается :((() - поделитесь, кто как считает КФС?
По скважине - режимы четкие, установившиеся, пробы отобраны, состав смеси в пластовых условиях определен (есть немного конденсата КГФ менее 10). В сапфире все сматчилось хорошо и режимы (5 штук) и КВД, даже подгонять сильно не надо было - ошибка в определении проницаемости 0,3 процента.
Какие соображения?
Значит коэффициент В не нужно учитывать, не всегда в газовых скважинах ИД описывается двухчленной формулой. Если у тебя режимы в сапфире сматчились без изменяющегося скина и дебито-зависимой составляющей значит фильтрация идет по чистому закону дарси в одночленной формулировке.
эээ, а в каком виде мне индикаторную предоставлять заказчику?
как по нефтяным? Кпрод=Q/DP?
есть источники? думаю, что без аргументов тут никак - они хотят видеть КФС...
Строится также как и обычно для газовых в координатах DP2 от Q, только B = 0 и получится у тебя прямая линия параллельная оси Q.
Если уж заказчику больно хочется видеть двухчленную формулу, то можно сделать так , я так понимаю ты ИК строишь в сапфире путем выбора LIT и дальше тыкаешь на режимных точках, попробуй все точки не выбирать, какие-нибудь выбрось - иногда помогает.
Касательно обоснования, если уж так нужно фундаментальное обоснование прикрепил Басниева подземная гидродинамика - http://www.mediafire.com/?2kmobdextt4724k
Начиная со страницы 13 там описаны верние границы применимости закона Дарси, через критерий Рейнольдса.
Еще проверь правильно ли ты в сапфире посчитал средневзвешенное давление, при построении ИК через LIT основные косяки оттуда идут. Попробуй принять средневзвешенное равным интерполированному, которое ты получил при интерпретации КВД.
так ведь есть скважины (тот-же пример в алиевской инструкции) где графики ИД и КФС без учета реальных свойств имеют вид гиперболы и отрицательным тангенсом угла наклона (соответственно), и с учетом свойств все встает на свои места - КФС в своих координатах имеет положительный тангенс угла наклона и КФС (оба) определяются.
Такие скважины, что, также описываются формулой Дарси?
Действительно - ссылку на источники. Почитать охота.
З.Ы. Газовые у нас редко и в основном без конденсата, да и местным заказчикам на газ - побоку - в нефтяных компаниях газа то ведь нет :))), уж не знают как и попутный то утилизировать :)))) чтобы не в прогаре остаться
о! пока писал - ответов не видел - видимо долго шел мой процесс написанияю забегают - отвлекают :)))
нет, строю не в сапфире - старый добрый эксель
за ссылку - спасибо. Дома гляну, а то у нас как в том анекдоте - чё думать- то? - прыгать надо :)))
На подумать не так уж много времени есть - с тоской вспоминаю нипишное время когда можно было заниматься наукой для себя хоть весь день :)))
Дебиты хоть какие и при какой депрессии? Может на вскидку станет ясно.
в горизонтальных газовых скважинах В=0 насколько я помню
5 режимов
185 ат - 223 тыс.м3/сут
175 ат - 290 тыс.м3/сут
168 ат - 337 тыс.м3/сут
161 ат - 390 тыс.м3/сут
155 ат - 441 тыс.м3/сут
Рпл 229 ат
скважина вертикальная без ГРП - тока СКО сделали
Дебиты приличные В должно быть, надо копать в обработке, если есть возможность построй ик в сапфире.
Скин какой получился отрицательный или положительный?
Sniper,
делайте ИК в координатах псевдодавления. По условиям вы как раз где-то на границе когда P^2 переходит в P (2500-3000psi). Дебиты приличные для вертикалки без грп, вроде должна быть турбулентность.
*Жаль не могу посмотреть старые тесты в данный момент, вроде тоже не по всем скважинам турбулентость была. Что-то мой домашний "cloud" сервер заглючил.
было два исследования - до СКО (3 режима) и после СКО (5 режимов - которые показал).
Причем до СКО была в консервации
До СКО скин скажем так + 10 (однозначная полка радиалки на диагностике) - тут без вариантов
После СКО - 3 (тоже без вариантов - полка еще длиннее)
В обоих случаях принятая модель однородного бесконечного пласта
Ни после СКО, а тем более ни до СКО - D-фактор роли не играет, если только скином от времени можно сделать чтобы модель чут покрасивей ложилась на факт, но и тут изменения смехотворные.
По ИД в сапфире, С это типо А и N это В, а что такое за **2,85846 в размерности С?
Или это не LIT IPR? А просто IPR - тогда С это коэф.продуктивности и n это экспонента турбулентности в которую возводят депрессию?
Все, вроде начал понимать откуда ноги растут в сапфире :)))
И как у меня n получилось больше 1? видимо ограничения забыл воткнуть %))) вот и вышла степень такая корявая 2 с копейками
Вставил n=1 - график ИД немного уплыл,а степень в размерности С стала **2, сам коэф. С = 13.4.
Может ли вообще n быть больше 1? Есть ведь какое-то объяснение, типо почему скин не может быть меньше ln Rk/rs?
В LIT никак не получается подобрать А и В :(((
Чё, писать то заказчику, что приток описывается простым уравнением IPR? Но, блин, почему этот приток нельзя описать двухчленным уравнением LIT IPR если он описывается простым уравнением IPR? Ребус...
а жидкость была в продукции? если да, то "копни" про коэф. С, который зависит от количества жидкости на забое Р^2-P^2=AQ+BQ^2+C
Сразу несколько вопросов ты учитывал кондер в продукции прибавлением газового эквивалента, в сапфире есть такая опция? Какое давление ты взял за пластовое при расчете IPR - последнюю точку замера на КВД или интеполированное (pi) по результатам интерпретации КВД?
Скин -3 тоже кстати весьма приличный, можешь прикрепить билог? Если есть трещина беск. проводимости, то обычно в таких скважинах В равно 0.
У коэффициента с как раз и растут ноги из тех случаев когда не учли газовый эквивалент, неправильно взяли пластовое или скин менялся на режимах. Его применение с математической точки зрения рационально, но с точки зрения подземной гидродинамики получается, что вы приравниваете газ к неньютоновской жидкости, когда при нулевом дебите есть начальное напряжение сдвига. Поэтому по возможности от него надо уходить.
это я про А+В+С.
подобрал! для максимальной депрессии - один точка.
Видимо с непривычки долго. К экселю возвращаться неохота...
воды совсем немного 2 куба с 200 тысяч по газу :)
попробовать С - это конечно хорошо, но как это в сапфире учесть? есть учет этого коэффициента в доморощенных прогах (под экселем), но там заточка чисто под местные условия - другие регионы не будут укладываться в указанные пределы исходных параметров. А копаться в этом времени нет - с макросами я дружу только через кнопку "выполнить" :)))
самому посчитать в экселе по инструкциям уже время поджимает - если только в обозримом будущем
pi = initial pressure (начальное пластовое). Почему сиам везде пишет интерполированное...
учел конд. в дебитах, свойства тоже для смеси в пластовых условиях
Рпл взял по КВД.
Это КВД до СКО
это после, трещуну если и рисовать, то метров 7, да и смысла ИМХО нет - кислотой все вымыли - по профилю интервалы как работали, так и работают, только дебит увиличился в разы
это мой подгон А и В по макс.режиму
для разведки то в самый раз
а по факту - нет такого понятия как Рпл, если залежь в разработке и скважин под 1000 :))) - сплошные допущения :(((
Как уж его считать, это Рпл - как решили волевым усилием, так и считаем...
тогда уж экстраполированное. А вы говорите про p с верхним штрихом. Совсем разные формулы и вещи
Подобрал и хорошо в принципе для такого скина можешь и В=0, пусть трещина и небольшая но эффект линейного течения есть.
to transmega
А касательно Pi - это да - начальное пластовое давление, а если загрузишь всю историю добычи с самого начала для этой скважины, как любили делать танкисты, то ты на него и выйдешь при интерпретации КВД.
P* - это фиктивное пластовое давление, а проще говоря давление на контуре дренирования исследуемой скважины в текущий момент разработки. Оно определяется если мы не грузим всю историю, а грузим лишь сам период исследования. Но transmega ты представь какие глаза будут у неподготовленного заказчика, когда ты ему говоришь, что у него там такое-то фиктивное пластовое давление. Вот и привязалось название интерполированное, хотя конечно правильно экстраполированное.
Есть еще средневзвешенное, которое если уж очень грубо подходить является средним между контурным в данный момент (фиктивным) и забойным при длительной работе скважины с постоянным дебитом в условиях, когда границы дренирования пласта скважиной достигнуты. оно используется при построении IPR и материального баланса. Однако в реальных условиях ГДИ границы мы не достигаем (ну за редким исключением), поэтому обычно при интерпретации ГДИ можно принять, что фиктивное равно средневзвешенному.
т.е. в обработках ИД для расчетов какое давление берется? рассчитанное в результате интерпретации КВД? или интерполированное с последней точки замера КВД. для газовых скважин величина кстати обычно практически одинаковая, но все же
Вообще должно браться средневзвешенное, но по причинам о которых я уже говорил обычно берется значение из интерпретации квд, т.е. фиктивное или экстраполированное.
Заказчик озадачен и думает уже несколько дней :))))
всех спасибо!
З.Ы. Когда заказчику в курилке начинаешь рассказывать про суть определенного Рпл и то, что у них идет в карты изобар - реакция действительно довольно таки комичная.
Советую поэкспериментировать - все нормально, заказчик в хорошем расположении духа и тут, бац, такой нежданчик :)))
Позвольте встрять новичку. Снайпер, если у вас при n=1 ИД не соответствует фактической (я про эмпирический метод), то течение у вас не ламинарное, то есть в любом случае у вас будет коэффициент В. Если он отрицательный, то либо Рзаб не стабилизировалось вместе с дебитами (хоть вы пишете, что не так), либо до пластового не восстановилось. За 6 лет практики ни разу не видел линейной фильтрации газа даже при малых дебитах. Когда получаю отрицательный в, всегда применяю параболическое вырав нивание прямой dP2/Q от Q методом наименьших квадратов, исключая "неправильные" точки ИД.
Степень n не может быть больше 1. Вообще, на личном опыте установлено, что при абсолютно-свободном дебите больше 2 млн эмпирический метод не канает, завышает абс своб дебит в 2 раза и более. Тут всегда надо строить параболу.
на каждой скважине этого месторождения этот интересный факт имеет место как ни странно - очень хорошо описывается одночленной формулой, а по поводу
прочитайте первый пост - там, где написано про изменяющиеся свойства :))) - не всегда однако это работает.