Да легко, хотя не понимаю чем это поможет. Вот все, что я могу дать по одному техрежиму (радиальный режим идеальный, параметры железобетонные, исследование выглядит как дизайн):
Проницаемость 627 мД
Полный скин-фактор (включающий не-Дарси скин): 14.7
провожу обработку записи КВД в дополнительных координатах, поэтому нужна сама запись КВД и соответственно забойка перед КВД.
в двух словах не расскажешь, методика основана на определении участков aQ и bQ2 по начальному участку КВД,
определяю на начальном участке когда закончилось действие турбулентности и соответственно могу участок Рпл2-Рзаб2 разделить на два составляющих. а дальше математика, через b и проницаемость определяю еще D, а потом и S(истинный)
Ммммм... Лет 10 назад была такая методика и достаточно широко применялась.. В узких кругах.. Интересно было бы посмотреть..суть метода.. Данные найдем.. Обращайтесь..
a 0,70
b 0,003365
D 0,024362
S` 11,115
Sист 0,64
пластовку взял 88.71
температуру 60
все приведено к тыс.м3/сут
поделись что получилось по притоку.
удачного дня
Судя по решению моей задачи, методика по крайней мере на идеальных данных работает. Пластовое Вы взяли немного не то, температуру, но это сильно на результатах не сказалось. Теперь предлагаю второй раунд тестирования - берем шумную кривую с нечеткой радиалкой во-первых, и исследование с долгим закрытием во-вторых (когда скважину не смогли закрыть мгновенно). Обе ситуации к сожалению типичны.
А вообще как мне кажется будет сложно убедить газовиков намеренно писать один режим. Они в лог-лог то не все поверили за 30 лет. Тем кто исследует в коллектор вообще все равно сколько режимов писать.
А вот интерпретаторам методика пригодилась бы для случаев когда проблемы с данными.
и еще, дело в том, что классическое уравнение притока некорректно, поэтому определять по нему коэффициенты нельзя, хоть кучу режимов сделай, определить коэфф. правильно невозможно.
как правильно определить коэффициенты а и b в эксплуатационной скважине???
ответ - а никак.
запустишь на режим с эксплуатационного режима - все малые режимы (по дебиту) будут некорректны, зона дренирования выработана другим большим режимом (эксп)
закроешь с эксплуатационного режима на КВД, потом начнешь отрабатывать режимы, никогда экспл режим не ляжет на полученную индикаторку. а по идее должен.
что тогда делать? зачем убивать за зря время и жечь газ?
а выход есть. закрываем с эксплуатационного режима на КВД и ВСЕ!!!
Делали уже в одном из НТЦ одного из газодобывающих предприятий ЯНАО. Вроде диссертацию даже защитили. Методика ныне не используется ввиду с плохой сходимостью с классикой - ИД.
подошли к классике!!!!! а кто-нибудь задумывался о правильности классики,
как определить Рпл в эксплуатационной скважине?
я писал КВД 24 часа у меня одно уравнение (Рпл один из состовляющих уравнения)
ты писал КВД 48 часов - у тебя другое уравнение получилось (чуть больше восстановилась пластовка).
как это - абсурд.
если уравнение, значит коэффициенты должны быть одинаковые не зависимо кто писал КВД и сколько времени.
поэтому с классикой сравнивать не совсем адекватно.
кстати, я видел обработку губкинского месторождения по этой методике, там в расчетах есть параметр радиус питания скважины, как понимаешь это большая условность, поэтому и получалась чушь полнейшая.
моя методика оттестирована, работает, я ее применяю в обработке, когда возникает проблема при классическом подходе.
сейчас современное оборудование позволяет замерить дебит на рабочем режиме,
так вот, рабочий режим никогда не ложится на индикаторную которая прописана по классике, после выхода на исследование (после работы скважины в эксплуатации). зачем спрашивается делали ИД если ее применять нельзя.
никогда рабочий режим не ляжет на классическую индикаторную, отсюда вопрос - что правильней?
и еще - в старой методике использовался супер условный параметр радиус питания скважины, отсюда и получалась полная чушь,
в моей методе этого нет, результаты адекватны, применяю ее во всю,
вот смотри программа работ: эксплуатационный режим, с него записали КВД,
потом прописали ИД и опять КВД.
обрабатываю две КВД по своей методе, получаю разные коэффициенты, которые получаю по второй КВД совпадают с ИД, по первой другие коэфф., поэтому экспл режим о не ложится на ИД.
отсюда вопрос - что правильней и зачем делали ИД, если на нее не ложится рабочий режим?
господа. мы проводим исследования по Зотову и Алиеву каждый год 100% фонда сеноманских скважин. Получаем эти самые А и В и могу с уверенностью сказать что все работает прекрасно и совпадает с замерами дебитов и телеметрией и УСБ, при этом мы заранее рабочую шайбу и подбираем что бы этот самый режим захватить. Прекрасно для меня - это +/- 10тыс.м3/сут.
так же исследуем ГК скважины по той же методике. вот тут есть проблемы.
отсюда вывод - для сухого газа не надо ничего нового придумывать. все работает. как только появляется жидкость (вода или гк) - появляются проблемы в интерпретации.
Vostochka, господин Обух прав на самом то деле, я поддерживаю его подход. Вы, как и я раньше, делаете ересь не задумываясь согласно РД СТО "Газпром" по исслдеованию г и г/к скважин". С газовыми хрен с ним, но с газоконденсатными проблемы будут всегда, так как вышеупомянутое СТО РД не учитывает ретроградных явлений газоконденсатных залежей.
по гк я и не спорю. тут есть большая тема для рассуждений. просто изначально господин Обухов не делил газовые и гк объекты, а применял свою теорию на все, отрицая "старый фундамент"
Господа, я говорю в том числе и газовых скважинах, поэтому не только ретроградность влияет на качество определния коэффициентов.
вы забываете о пластовой динамики газа.
эксплуатируется скважина на одном режиме - сутки, неделю, месяц. а потом проводятся исследования по одному часу на режиме, где логика, для того чтобы малый режим установился до своего истинного радиуса дренирования должно пройти соизмеримо больше времени (чем один час).
проводили исследования на медвежке, где кондера до 10 грамм. нигде рабочий режим не уложился на индикаторную и это нормально (если подумать). попробуйте сменить режим на скважине и вы увидите, что с увеличением времени дебит изменится от того что был на исследовании (при той же депрессии). если даже учитывать выработку пласта.
сам когда-то работал в газпроме, делали исследования: один ниже, другой выше рабочего. создавали вилку и по этой вилке можно было задавать новый режим скважине, так сказать решали технологическую задачу.
но сейчас разговор идет об исследовании, определение коэффициентов, определение псевдоскина и истинного скина - т.е. контроль за работой скважины. и не забывайте, что уравнение притока не правильное по сути.
это отдельный разговор, если конечно интересно. для раздумья скажу одно . коэффициент b характерезует не-дарси эффект, т.е. он возникает возле забоя скважины, а уравнение предполагает, что он возникает в точке Рпл (которое мы берем в формулу).
ну зарубежные спецы например вообще не оперируют коэффициентами А и В. Пользуются уравнением противодавления или еще чем. может всем просто перейти на сторону запада?
Как они не пользуются А и В, идем в Сапфире - More Tools - IPR - Any well - LIT. Там оно все и будет, другое дело, что там строятся две индикаторные кривые - одна по фактическим точкам, так называемая transient или неустановившаяся. Другая по параметрам полученным из КВД и режима перед закрытием на КВД, так называемая stabilized - стабилизированная.
Если очень хочется заморочиться строится таким же макаром индикаторная по степенному закону - опция в Сапфире в том же месте C and N.
Уравнения противодавления нет, есть методика исследования backpressure test - исследование путем создания противодавления в выкидной линии, то есть то же самое что мы и делаем меняя штуцера.
Господа, я говорю в том числе и газовых скважинах, поэтому не только ретроградность влияет на качество определния коэффициентов.
вы забываете о пластовой динамики газа.
эксплуатируется скважина на одном режиме - сутки, неделю, месяц. а потом проводятся исследования по одному часу на режиме, где логика, для того чтобы малый режим установился до своего истенного радиуса дренирования должно пройти соизмеримо больше времени (чем один час).
проводили исследования на медвежке, где кондера до 10грамм. нигде рабочий режим не уложился на индикаторную и это нормально (если подумать). попробуйте сменить режим на скважине и вы увидете, что с увеличением времени дебит изменится от того что был на исследовании (при той же депрессии). если даже учитывать выработку пласта.
сам когда-то работал в газпроме, делали исследования: один ниже, другой выше рабочего. создавали вилку и по этой вилке можно было задавать новый режим скважине, так сказать решали технологическую задачу.
но сейчас разговор идет об исследовании, определение коэффициентов, определение псевдоскина и истинного скина - т.е. контроль за работой скважины. и не забывайте, что уравнение притока не правильное по сути.
это отдельный разговор, если конечно интересно. для раздумья скажу одно . коэффициент b характерезует не-дарси эффект, т.е. он возникает возле забоя скважины, а уравнение предполагает, что он возникает в точке Рпл (которое мы берем в формулу).
удачного дня.
Не надо говорить за неправильность формул и приплетать сюда коэффициент не-дарси эффекта и В.
Есть две формулировки уравнения Дарси с учетом отклонения от линейного закона - само уравнение Дарси с добавлением коэффициента не-дарси эффекта вида:
где D тот самый коэффициент не-дарси эффекта, 1/единица измерения дебита.
И формулировка Форхгеймера
Pr^2-pwf^2 = A*qsc + B*(qsc^2)
где само В = ((1.422*10^6*mu*z*T)/(kh))*D
а А = ((1.422*10^6*mu*z*T)/(kh))[ln((0.472re)/(rw))+s]
То есть видно, что формулировка Форхгеймера - это то же самое уравнение Дарси (а иначе быть и не может) сведенное для удобства графо-аналитической обработки в двухчлен.
Отсюда же наглядно видно, что имея один режим и КВД ЛЮБОЙ интерпретатор может для начала из параметров КВД получить стабилизированное уравнение Дарси, а уже из него коэффициенты А и В. Собственно так в бытность работы в газпромовском НИПИ я и делал для тех заказчиков, которые либо не могли провести исследование на режимах, либо не хотели этого делать.
Как видно все в пределах общеизвестных методик и давно доказанных физических законов и не надо изобретать велосипед.
Еще один момент относительно наблюдений господина Обухова - он утверждает, что достоверные коэффициенты А и В в течении исследования невозможно получить из-за того, что мы не достигаем условий псевдо-установившейся фильтрации на каждом из режимов исследования, то есть не достигаем реальных границ дренирования. Что в принципе решаемо установлением одинакового времени работы на каждом из режимов, на чем собственно основан ускоренно-изохронный метод исследования - в этом случае на каждом из режимов у нас будет одинаковый радиус охвата пласта дренированием.
Однако наибольшее влияние на расползание точек индикаторной кривой оказывают внешние технологические факторы. Стали образовываться гидраты - посчитали дебит неправильно и уже нет соответствия дебитов реальным забойным давлениям, аналогично при неправильно подобранных условиях сепарации. При отсутствии полного выноса жидкости с забоя скважины на отдельных режимах исследования точки ИК еще больше расползаются. Тут уж никакая чудодейственная методика не спасет.
во-вторых, если знать проницаемость и D-фактор текущий (как считает Kochichiro). то можно вообще не исследовать,
в-третьих, я же просил включать логику (хоть иногда), по предоставленным выше формулам (Kochichiro), понятно, что коэффициент а и b неизменные величины (при условии неизменности слагающих их), Теперь ответьте - какое пластовое давление должно стоять в этой формуле и какое ставим МЫ? ведь величина замеренного Рпл зависит от времени записи КВД (по практике) и тогда почему у нас от этого меняются коэффициенты a и b))))?
вот, на что я хотел бы обратить внимание, и чтобы ВЫ подумали почему так происходит, ну и далее - какие ошибки вытикают из этой ошибки.
может это поможет Вам - почему у нас возникают ошибки при работе с классическим уравнением притока и почему иногда коэффициент b вообще получается отрицательным!))))))))))) (хотя по формуле должен).
Лучше не сжигать газ, это точно. Мы же делали в далёком 2010 году целую работу по этому поводу. Действительно делать часто индикаторку вовсе не надо, но всё же делать нужно. У меня даже где-то был расчетник, вводишь данные с КВД и показания с телемеханики, замеры пластового и все, больше ничего не надо.
Работает это, как правило, очень с хорошей сходимостью, спасибо тебе сухой газ сеномана))))
Про коэффициент b, надо смотреть забой, водичка наверное опять шалит)))
во-вторых, если знать проницаемость и D-фактор текущий (как считает Kochichiro). то можно вообще не исследовать,
в-третьих, я же просил включать логику (хоть иногда), по предоставленным выше формулам (Kochichiro), понятно, что коэффициент а и b неизменные величины (при условии неизменности слогающих их), Теперь ответьте - какое пластовое давление должно стоять в этой формуле и какое ставим МЫ? ведь величина замеренного Рпл зависит от времени записи КВД (по практике) и тогда почему у нас от этого меняются коэффициенты a и b))))?
вот, на что я хотел бы обратить внимание, и чтобы ВЫ подумали почему так происходит, ну и далее - какие ошибки вытикают из этой ошибки.
а мы здесь сразу лезем в теорию и пишем формулы.
удачного дня.
Ну так не ставьте туда последнее пластовое, которое вы записали на КВД, а ставьте контурное, которое было определено по методу Хорнера, и поверьте мне все будет прекрасно сходиться, если само исследование было проведено идеально.
Либо же подставляйте средневзвешенное по площади дренирования, если за время КВД вы достигли границы дренирования.
может это поможет Вам - почему у нас возникают ошибки при работе с классическим уравнением притока и почему иногда коэффициент b вообще получается отрицательным!))))))))))) (хотя по формуле должен).
Коэффициент b получается отрицательным, потому что отдельные деятели любит пихать двухчленную формулу даже там где это не нужно. На этом форуме уже поднималась эта тема - в ряде случаев достаточно линейного закона фильтрации, причем в качестве доказательной базы можно подвести расчет числа Рейнольдса в пластовых условиях.
Если уж и А получилось отрицательным (а такое поверьте мне бывает), то тут клиника уже не поможет - исследование придеться переделывать.
Коэффициент b получается отрицательным, потому что отдельные деятели любит пихать двухчленную формулу даже там где это не нужно. На этом форуме уже поднималась эта тема - в ряде случаев достаточно линейного закона фильтрации, причем в качестве доказательной базы можно подвести расчет числа Рейнольдса в пластовых условиях.
Если уж и А получилось отрицательным (а такое поверьте мне бывает), то тут клиника уже не поможет - исследование придеться переделывать.
Не всегда получается всё так просто.
Даже при значении числа Рейнольдса более 2500 бывают случаи с отрицательным значением b. Можно конечно сказать, что замер плохой, можно вообще много чего сказать))
не ищите причины отрицательного коэффициента b, она уже найдена - это неправильное понятие Рпл в двучленной формуле.
если вы возьмете Рпл контурное (как предлагает Kochichiro) она еще больше залезет в минус. И причина (повторюсь) банальна, нарушение линейного закона происходит вблизи скважины, а не в точке отклика Рпл.
опять же (как предлагает Kochichiro), отказаться от двучленной формулы в газовых скважинах - это нонсенс. ну еще в нефтяных принимать двучленную формулу случалось (когда скорости в призабойной зоне бешенные), но наоборот это ОШИБКА.
это старая проблема, которая почему-то не афиширована в нашей литературе. почитайте Каратаева, он пытался решить эту проблему определяя скорость на этапе движения потока газа к забою, и в точке критической скорости брал параметр Рпл. таким образом он определял корректные коэффициенты. это очень сложно, теперь можно просто взять производную КВД и увидеть где появился D-фактор.
Какие конкретно первичные данные нужны?
Наконец-то! Как уже надоели эти ИД. Вот если бы еще без КВД. И без режимов вообще. И без замера давления. Да и дебита, чего уж там.
Ну вот например, забойное на техрежиме 83.3 атм, дебит 430 т.н.м3/сут, пластовое по КВД 88.81 атм. Что-нибудь еще нужно?
наверно проницаемость, иначе как определить работает ли методика
Да легко, хотя не понимаю чем это поможет. Вот все, что я могу дать по одному техрежиму (радиальный режим идеальный, параметры железобетонные, исследование выглядит как дизайн):
Проницаемость 627 мД
Полный скин-фактор (включающий не-Дарси скин): 14.7
Послеприток 1.77 м3/МПа
Вот на всякий случай сопутствующие параметры:
Эффективная мощность 6.6 м
Пористость 25%
Z 0.84
Ct 0.013 атм-1
Mu 0.0133 сПз
Прошу прощения, просветите, пожалуйста, жителя тайги, как такое возможно хотя бы без двух режимов?
минимум 3
спасибо, что откликнулись.
провожу обработку записи КВД в дополнительных координатах, поэтому нужна сама запись КВД и соответственно забойка перед КВД.
в двух словах не расскажешь, методика основана на определении участков aQ и bQ2 по начальному участку КВД,
определяю на начальном участке когда закончилось действие турбулентности и соответственно могу участок Рпл2-Рзаб2 разделить на два составляющих. а дальше математика, через b и проницаемость определяю еще D, а потом и S(истинный)
приветствую.
это было бы идеально, получить КВД такой скважины.
сейчас обрабатывал Якутские скважины, у одной результаты совпали в копеечку,
а по другой нет, начал разбираться дальше, оказалось что рядом есть границы, а может и вообще русло,
предполагаю, что коэффициенты выволились из-за этого.
жду запись
обработал вторую Якутскую скважину (смотри верхнее сообщение) в ПАНе, получил интересные данные,
фильтрационные коэффициенты по динамическим данным совпали с расчетными по моей методике (МИНИ), а по ЛПТ- анализу, данные совсем другие
посмотрел Ваши КВД,
что у вас за фонд,
на первой условно взял радиальный участок, на второй КВД вообще его нет (может это горизонты или ГРП).
a 0,41
b 0,002920
D 0,059993
S` 4,7
Sист -4,3
вот что получилось по первой скважине, теперь можешь показать результаты отработки.
мой емаил yrao@sibmail.com
Юрий
Если Д-фактор у вас в сут/куб.м, то значение получилось огромным, а точнее не физичным, если в сут/тыс. куб.м, то канает.
конечно приведено к нашим стандартам, во всех коэффициентах тыс.м3/сут.
сообщи коэффициенты получивышиеся в этой скважине по притоку?
предлагаю услуги по обработке газовой скважины с отработкой одного режима и КВД
Ммммм... Лет 10 назад была такая методика и достаточно широко применялась.. В узких кругах.. Интересно было бы посмотреть..суть метода.. Данные найдем.. Обращайтесь..
Уважаемый ТС, а вот я Вам отправлял по почте КВД ко всем тем данным, которые я приводил в этой теме. Вы мне А и В посчитаете?
a 0,70
b 0,003365
D 0,024362
S` 11,115
Sист 0,64
пластовку взял 88.71
температуру 60
все приведено к тыс.м3/сут
поделись что получилось по притоку.
удачного дня
приветствую,
интересно, а почему такая актуальная методика и затухла? где ее применяли и кто?
Уважаемые коллеги,
подходит сезон исследований.
давайте не будем зазря жечь газ.
предлагаю услуги по обработке одного режима и КВД в газовой скважине для определения фильтрационных коэффициентов.
методика супер, обработка производится с помощью PanSystem, а далее в Excel.
Судя по решению моей задачи, методика по крайней мере на идеальных данных работает. Пластовое Вы взяли немного не то, температуру, но это сильно на результатах не сказалось. Теперь предлагаю второй раунд тестирования - берем шумную кривую с нечеткой радиалкой во-первых, и исследование с долгим закрытием во-вторых (когда скважину не смогли закрыть мгновенно). Обе ситуации к сожалению типичны.
А вообще как мне кажется будет сложно убедить газовиков намеренно писать один режим. Они в лог-лог то не все поверили за 30 лет. Тем кто исследует в коллектор вообще все равно сколько режимов писать.
А вот интерпретаторам методика пригодилась бы для случаев когда проблемы с данными.
жду первичку "второго раунда"
и еще, дело в том, что классическое уравнение притока некорректно, поэтому определять по нему коэффициенты нельзя, хоть кучу режимов сделай, определить коэфф. правильно невозможно.
удачного дня.
обращаюсь,
тебя сразу и не узнать
неужели никому не интересно
как правильно определить коэффициенты а и b в эксплуатационной скважине???
ответ - а никак.
запустишь на режим с эксплуатационного режима - все малые режимы (по дебиту) будут некорректны, зона дренирования выработана другим большим режимом (эксп)
закроешь с эксплуатационного режима на КВД, потом начнешь отрабатывать режимы, никогда экспл режим не ляжет на полученную индикаторку. а по идее должен.
что тогда делать? зачем убивать за зря время и жечь газ?
а выход есть. закрываем с эксплуатационного режима на КВД и ВСЕ!!!
применяем методику МИНИ и получаем результаты.
Делали уже в одном из НТЦ одного из газодобывающих предприятий ЯНАО. Вроде диссертацию даже защитили. Методика ныне не используется ввиду с плохой сходимостью с классикой - ИД.
подошли к классике!!!!! а кто-нибудь задумывался о правильности классики,
как определить Рпл в эксплуатационной скважине?
я писал КВД 24 часа у меня одно уравнение (Рпл один из состовляющих уравнения)
ты писал КВД 48 часов - у тебя другое уравнение получилось (чуть больше восстановилась пластовка).
как это - абсурд.
если уравнение, значит коэффициенты должны быть одинаковые не зависимо кто писал КВД и сколько времени.
поэтому с классикой сравнивать не совсем адекватно.
кстати, я видел обработку губкинского месторождения по этой методике, там в расчетах есть параметр радиус питания скважины, как понимаешь это большая условность, поэтому и получалась чушь полнейшая.
моя методика оттестирована, работает, я ее применяю в обработке, когда возникает проблема при классическом подходе.
сейчас современное оборудование позволяет замерить дебит на рабочем режиме,
так вот, рабочий режим никогда не ложится на индикаторную которая прописана по классике, после выхода на исследование (после работы скважины в эксплуатации). зачем спрашивается делали ИД если ее применять нельзя.
Выводы делай сам!?
удачного дня.
читай выше,
никогда рабочий режим не ляжет на классическую индикаторную, отсюда вопрос - что правильней?
и еще - в старой методике использовался супер условный параметр радиус питания скважины, отсюда и получалась полная чушь,
в моей методе этого нет, результаты адекватны, применяю ее во всю,
вот смотри программа работ: эксплуатационный режим, с него записали КВД,
потом прописали ИД и опять КВД.
обрабатываю две КВД по своей методе, получаю разные коэффициенты, которые получаю по второй КВД совпадают с ИД, по первой другие коэфф., поэтому экспл режим о не ложится на ИД.
отсюда вопрос - что правильней и зачем делали ИД, если на нее не ложится рабочий режим?
господа. мы проводим исследования по Зотову и Алиеву каждый год 100% фонда сеноманских скважин. Получаем эти самые А и В и могу с уверенностью сказать что все работает прекрасно и совпадает с замерами дебитов и телеметрией и УСБ, при этом мы заранее рабочую шайбу и подбираем что бы этот самый режим захватить. Прекрасно для меня - это +/- 10тыс.м3/сут.
так же исследуем ГК скважины по той же методике. вот тут есть проблемы.
отсюда вывод - для сухого газа не надо ничего нового придумывать. все работает. как только появляется жидкость (вода или гк) - появляются проблемы в интерпретации.
Vostochka, господин Обух прав на самом то деле, я поддерживаю его подход. Вы, как и я раньше, делаете ересь не задумываясь согласно РД СТО "Газпром" по исслдеованию г и г/к скважин". С газовыми хрен с ним, но с газоконденсатными проблемы будут всегда, так как вышеупомянутое СТО РД не учитывает ретроградных явлений газоконденсатных залежей.
по гк я и не спорю. тут есть большая тема для рассуждений. просто изначально господин Обухов не делил газовые и гк объекты, а применял свою теорию на все, отрицая "старый фундамент"
Господа, я говорю в том числе и газовых скважинах, поэтому не только ретроградность влияет на качество определния коэффициентов.
вы забываете о пластовой динамики газа.
эксплуатируется скважина на одном режиме - сутки, неделю, месяц. а потом проводятся исследования по одному часу на режиме, где логика, для того чтобы малый режим установился до своего истинного радиуса дренирования должно пройти соизмеримо больше времени (чем один час).
проводили исследования на медвежке, где кондера до 10 грамм. нигде рабочий режим не уложился на индикаторную и это нормально (если подумать). попробуйте сменить режим на скважине и вы увидите, что с увеличением времени дебит изменится от того что был на исследовании (при той же депрессии). если даже учитывать выработку пласта.
сам когда-то работал в газпроме, делали исследования: один ниже, другой выше рабочего. создавали вилку и по этой вилке можно было задавать новый режим скважине, так сказать решали технологическую задачу.
но сейчас разговор идет об исследовании, определение коэффициентов, определение псевдоскина и истинного скина - т.е. контроль за работой скважины. и не забывайте, что уравнение притока не правильное по сути.
это отдельный разговор, если конечно интересно. для раздумья скажу одно . коэффициент b характерезует не-дарси эффект, т.е. он возникает возле забоя скважины, а уравнение предполагает, что он возникает в точке Рпл (которое мы берем в формулу).
удачного дня.
ну зарубежные спецы например вообще не оперируют коэффициентами А и В. Пользуются уравнением противодавления или еще чем. может всем просто перейти на сторону запада?
Как они не пользуются А и В, идем в Сапфире - More Tools - IPR - Any well - LIT. Там оно все и будет, другое дело, что там строятся две индикаторные кривые - одна по фактическим точкам, так называемая transient или неустановившаяся. Другая по параметрам полученным из КВД и режима перед закрытием на КВД, так называемая stabilized - стабилизированная.
Если очень хочется заморочиться строится таким же макаром индикаторная по степенному закону - опция в Сапфире в том же месте C and N.
Уравнения противодавления нет, есть методика исследования backpressure test - исследование путем создания противодавления в выкидной линии, то есть то же самое что мы и делаем меняя штуцера.
под уравнением противодавления я понимаю формулу Дарси со степенью которая. это она? или я теорию подзабыл.
Не надо говорить за неправильность формул и приплетать сюда коэффициент не-дарси эффекта и В.
Есть две формулировки уравнения Дарси с учетом отклонения от линейного закона - само уравнение Дарси с добавлением коэффициента не-дарси эффекта вида:
Pr^2-pwf^2 = ((1.422*10^6*mu*z*T*qsc)/(kh))*[ln((0.472re)/(rw))+s+D*qsc]
где D тот самый коэффициент не-дарси эффекта, 1/единица измерения дебита.
И формулировка Форхгеймера
Pr^2-pwf^2 = A*qsc + B*(qsc^2)
где само В = ((1.422*10^6*mu*z*T)/(kh))*D
а А = ((1.422*10^6*mu*z*T)/(kh))[ln((0.472re)/(rw))+s]
То есть видно, что формулировка Форхгеймера - это то же самое уравнение Дарси (а иначе быть и не может) сведенное для удобства графо-аналитической обработки в двухчлен.
Отсюда же наглядно видно, что имея один режим и КВД ЛЮБОЙ интерпретатор может для начала из параметров КВД получить стабилизированное уравнение Дарси, а уже из него коэффициенты А и В. Собственно так в бытность работы в газпромовском НИПИ я и делал для тех заказчиков, которые либо не могли провести исследование на режимах, либо не хотели этого делать.
Как видно все в пределах общеизвестных методик и давно доказанных физических законов и не надо изобретать велосипед.
правильно подразумеваешь, иногда в западной литературе под backpressure test flow equation излагают именно степенную формулу.
Еще один момент относительно наблюдений господина Обухова - он утверждает, что достоверные коэффициенты А и В в течении исследования невозможно получить из-за того, что мы не достигаем условий псевдо-установившейся фильтрации на каждом из режимов исследования, то есть не достигаем реальных границ дренирования. Что в принципе решаемо установлением одинакового времени работы на каждом из режимов, на чем собственно основан ускоренно-изохронный метод исследования - в этом случае на каждом из режимов у нас будет одинаковый радиус охвата пласта дренированием.
Однако наибольшее влияние на расползание точек индикаторной кривой оказывают внешние технологические факторы. Стали образовываться гидраты - посчитали дебит неправильно и уже нет соответствия дебитов реальным забойным давлениям, аналогично при неправильно подобранных условиях сепарации. При отсутствии полного выноса жидкости с забоя скважины на отдельных режимах исследования точки ИК еще больше расползаются. Тут уж никакая чудодейственная методика не спасет.
Господа,
ну во-первых, перестаньте коверкать мою фамилию.
во-вторых, если знать проницаемость и D-фактор текущий (как считает Kochichiro). то можно вообще не исследовать,
в-третьих, я же просил включать логику (хоть иногда), по предоставленным выше формулам (Kochichiro), понятно, что коэффициент а и b неизменные величины (при условии неизменности слагающих их), Теперь ответьте - какое пластовое давление должно стоять в этой формуле и какое ставим МЫ? ведь величина замеренного Рпл зависит от времени записи КВД (по практике) и тогда почему у нас от этого меняются коэффициенты a и b))))?
вот, на что я хотел бы обратить внимание, и чтобы ВЫ подумали почему так происходит, ну и далее - какие ошибки вытикают из этой ошибки.
а мы здесь сразу лезем в теорию и пишем формулы.
удачного дня.
в догонку - смотрите файл,
может это поможет Вам - почему у нас возникают ошибки при работе с классическим уравнением притока и почему иногда коэффициент b вообще получается отрицательным!))))))))))) (хотя по формуле должен).
Лучше не сжигать газ, это точно. Мы же делали в далёком 2010 году целую работу по этому поводу. Действительно делать часто индикаторку вовсе не надо, но всё же делать нужно. У меня даже где-то был расчетник, вводишь данные с КВД и показания с телемеханики, замеры пластового и все, больше ничего не надо.
Работает это, как правило, очень с хорошей сходимостью, спасибо тебе сухой газ сеномана))))
Про коэффициент b, надо смотреть забой, водичка наверное опять шалит)))
Ну так не ставьте туда последнее пластовое, которое вы записали на КВД, а ставьте контурное, которое было определено по методу Хорнера, и поверьте мне все будет прекрасно сходиться, если само исследование было проведено идеально.
Либо же подставляйте средневзвешенное по площади дренирования, если за время КВД вы достигли границы дренирования.
Коэффициент b получается отрицательным, потому что отдельные деятели любит пихать двухчленную формулу даже там где это не нужно. На этом форуме уже поднималась эта тема - в ряде случаев достаточно линейного закона фильтрации, причем в качестве доказательной базы можно подвести расчет числа Рейнольдса в пластовых условиях.
Если уж и А получилось отрицательным (а такое поверьте мне бывает), то тут клиника уже не поможет - исследование придеться переделывать.
Не всегда получается всё так просто.
Даже при значении числа Рейнольдса более 2500 бывают случаи с отрицательным значением b. Можно конечно сказать, что замер плохой, можно вообще много чего сказать))
На это я уже сказал влияет множество внешних технологических факторов - читай пост 39.
уважаемые коллеги,
не ищите причины отрицательного коэффициента b, она уже найдена - это неправильное понятие Рпл в двучленной формуле.
если вы возьмете Рпл контурное (как предлагает Kochichiro) она еще больше залезет в минус. И причина (повторюсь) банальна, нарушение линейного закона происходит вблизи скважины, а не в точке отклика Рпл.
опять же (как предлагает Kochichiro), отказаться от двучленной формулы в газовых скважинах - это нонсенс. ну еще в нефтяных принимать двучленную формулу случалось (когда скорости в призабойной зоне бешенные), но наоборот это ОШИБКА.
это старая проблема, которая почему-то не афиширована в нашей литературе. почитайте Каратаева, он пытался решить эту проблему определяя скорость на этапе движения потока газа к забою, и в точке критической скорости брал параметр Рпл. таким образом он определял корректные коэффициенты. это очень сложно, теперь можно просто взять производную КВД и увидеть где появился D-фактор.
попробуйте,
удачного всем дня.
Мне прям даже жаль, что я мало, что в этом понимаю, а то вы тут так схлестнулись....прям ух!!!)
ну прям самое время разобраться)
я чуточку уловил, но пока далек от этих дел, просто апроксимируют кривую разными теоретическими зависимостями.
методика протестирована, ищу внедрение.
МВИ есть?
способ запатентован уже? где почитать?
Страницы