Градиент давления измеряется в единицах плотности (г/см3, кг/м3), т.е. соответсвует плотности насыщающего флюида, и получается из замеров пластового давления по КВД, которые соединяют линий со множеством оговорок и допущений в зависимости от геологических условий. Представьте себе стакан с водой, где по глубине меряют давления в точках, если эти замерянные давления соединить линией, то получится градиент ~1000 кг/м3.

ProMan пишет:

 

Столкнулся с термином "начальный градиент давления" пишут что определяют по КВД.

 

кто ни будь может объяснить на простом языке что это означает?

 

То что я понял: в начале нефть не течет но после определенного градиента давления нефть начинает двигаться.

 

Пишут что это в основном из за неньютоновского характера фильтрации нефти.

 

Это что то новое, не встерчал такого еще.

 

Может имеется ввиду препад (депрессия) давления, позволяющий преодолеть напряжение сдвига?

По КВД действительно можно оценить, в рамках радиально-композитной модели, только в kh/m k будет константой, а мю переменной. То жк самое и с уравнением Дарси. вместо вязкости достаточно поставить функцию вязкости от перепада давления и считайте себе на здоровье.

ProMan пишет:

pevgen пишет:

Может имеется ввиду препад (депрессия) давления, позволяющий преодолеть напряжение сдвига?

Думаю так и есть, но что то сомневаюсь в обоснованности объяснения феномена.

Неньютоновским жидкостям можно было бы прировнять все высоковязкие нефти, почему-то фильтрацию по ним все равно считаем по уравнению дарси.

Возможно я ошибаюсь, но мне все это кажется сомнительным.

З.Ы.: К тому же пишется что это можно вычислить через КВД.

По ВВ нефтям так и делают, определяется начальное напряжение сдвига. Как то, реалогические кривые чтоли называются. Под этот класс жидкостей, как мне кажется, можно отнести большинство нефтей имеющих в составе АСП. Ведь сложные молекулы при остутствии движения образуют сцепленные решетки, для разрушения которой необходимо приложить начальную силу. Я не знаю, при лабораторных исследованиях очищают-ли нефть от примесей. Скорее всего да. Если это так - то в лаборатории изучается один тип жидкости, а моделируем мы несколько другой тип.

По КВД сомневаюсь. Вязкость это динамическое свойство. Напряжение сдвига проявляется при переходе от отстутсвия движения к началу движения. При КВД считаем что Q=0 и фактически вязкость учавствует в этапе до проведения КВД. Искомая переменная, если и есть, как её поймать. Это вопрос времени разрущения внутреней структуры. Мне кажется это очень быстрый процесс. Тем более, при таких депрессиях. Это точно не сутки. Мерять величину такой малости - как мне кажется, пустое.

Можно предложить такое исследование - отбор, отставание, отбор. Только зачем лабораторию заменять скважинным баловством плюс ещё невнятная интерпретация?

Если в пласте проявляется начальный градиент давления, то приток жидкости к забою скважин можно описать следующим выражением:

dP(t)=AQ(t)+GR

где

GR - начальный перепад давления, необходимый для движения жидкости

А  -  величина, обратная продуктивности. 

При условии, что за определенное время величина G не изменилась, вводя значение стабилизированного верхнепредельного давления Рс запишем следующее:

dPв(t) = AQ(t) + 2GR

имея ввиду, что dPв(t) = Pc - Pзаб(t)

[/quote]

Конечно есть возражение. Начальное напряжение сдвига, на то он и начальный есть функция от времени. То есть, создаем напряжение, разрушаем структуру, жидкость начала двигаться. При движении вязкость не отличается от вязкости обычной жидкости. Следовательно, в таком виде формула не пойдет. Закладывать постоянно поправку в дебит на начальный перепад давления не верно.

То есть ситуция во времени должна быть такая (в условных цифрах):

t=0 dP = 10 Q=0

t=1 dP = 10 Q=2

t=2 dP = 10 Q = 4

t=3 dP = 10 Q = 4

...

t = N dP = 10 Q = 4

Это эффект страгивания с места. Стронулся и поехал, начальный рывок не может влиять на закон движения в дальнейшем. то есть GR=f(t) функция времени. Это как ускорение, нарастает а в дальнешем постоянно.

Цитата:

Если в пласте проявляется начальный градиент давления, то приток жидкости к забою скважин можно описать следующим выражением:

dP(t)=AQ(t)+GR

где

GR - начальный перепад давления, необходимый для движения жидкости

А  -  величина, обратная продуктивности. 

При условии, что за определенное время величина G не изменилась, вводя значение стабилизированного верхнепредельного давления Рс запишем следующее:

dPв(t) = AQ(t) + 2GR

имея ввиду, что dPв(t) = Pc - Pзаб(t)

Конечно есть возражение. Начальное напряжение сдвига, на то он и начальный есть функция от времени. То есть, создаем напряжение, разрушаем структуру, жидкость начала двигаться. При движении вязкость не отличается от вязкости обычной жидкости. Следовательно, в таком виде формула не пойдет. Закладывать постоянно поправку в дебит на начальный перепад давления не верно.

То есть ситуция во времени должна быть такая (в условных цифрах):

t=0 dP = 10 Q=0

t=1 dP = 10 Q=2

t=2 dP = 10 Q = 4

t=3 dP = 10 Q = 4

...

t = N dP = 10 Q = 4

Это эффект страгивания с места. Стронулся и поехал, начальный рывок не может влиять на закон движения в дальнейшем. то есть GR=f(t) функция времени. Это как ускорение, нарастает а в дальнешем постоянно.

Добрый день. Бабаев Денис Владимирович - сотрудник АО НИПИнефтегаз Респкблика Казахстан г. Актау.

Нефти западного Казахстана в подавляющем большинстве высоковязкие и с большим содержанием АСПО в связи с этим изучаем вопросы связанные с реологией (текучестью) данных жидкостей.

Начальное напряжение сдвига которое обуславливает начальный градиент давления - параметр весьма сложно определяемый для пластовых условий. В лабораторных условиях мы у себя измеряем, но это лабораторные условия - обезвоженная, разгазированная нефть, находящаяся не в порах пласта и т.д.

Определение начального напряжения сдвига в Лаборатории проводится на Реотесте (ротационный вискозиметр) согласно  РД-39-081-91 ( Методическое Руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей,  легко найти в интернете). Далее получаем ряд значений по которым строим график зависимости Напряжения сдвига от скорости сдвига по типу прямой определяем тип неньютоновской жидкости.

Начальное напряжение сдвига не возможно получить эксперементально так как не возможно измерить ТАУ0 при Скорости=0.

Математически (методом наименьших квадратов) т.е. с некоторым приближением получаем значение Тау 0.

Далее для определения Начального градиента давления (G) через проницаемость и начальное напряжение сдвига используем формулу   А.Х.Мирзаджанзадэ. ("Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей" г. Москва изд. Недра 1972 г.).

G=a*ТАУ0 / Корень кв. из k

a- безразмерная константа, зависящая от структу-ры пустотного пространства   α ≈ 0,0162 (или 0,018)

ТАУ0 - начальное напряжение сдвига.

k - проницаемость

Отсюда находим дельта P0 - начальный перепад давления при котором начнется движение нефти к забою.

Дельта P0 = G(Rк- r-с )

Rk - радиус контура питания    rc -радиус скважины  G - начальный градиент давления

Во вложении все подробно описано.

Вопрос в том на сколько это согласуется с реальной практикой ? Например при остановке скважины имеет ли место начальная депрессия  (начальный градиент давления).  Или начальный градиент давления необходимо учитывать только в проектах разработки на начальных стадиях эксплуатации месторождения.

Что мне удалось установить на практике это то что эти тоеретические расчеты для неньютоновских нефтей плохо согласуются с результатами КВД. Может быть так и должно быть.  По КВД Дельта P0 в разы ниже чем при расчете через лабораторный ТАУ 0. Что в общем то логично учитывая что и вязкость и начальное напряжение сдвига для пластовых условий гораздо ниже. Это достоверно известно что неразгозированная нефть гораздо менее вязкая при прочих равных условиях чем разгозированная.

Посмотрите публикации УФАНипи - Давлетбаев Альфред давно этим занимается. У нас тоже есть пара статей на этот счет. В инженерной практике поищите статью со словами "где наша нефть" :) Там описано как мы это видим по анализу падения добычи и как это сказывается на разработке.

Krichevsky пишет:

Посмотрите публикации УФАНипи - Давлетбаев Альфред давно этим занимается. У нас тоже есть пара статей на этот счет. В инженерной практике поищите статью со словами "где наша нефть" :) Там описано как мы это видим по анализу падения добычи и как это сказывается на разработке.

Данная статья не доступна только первая страница везде. А журнал этот наша компания не выписывает. Не могли бы выслать если у вас она имеется.

Определить нач.градиент сдвига можно так. ЗАдаем предполагаемую реологическую модель, скажем Бингама-Шведова (ВПЖ), преобразуем к классическому виду по Ньютону, вводя фиктивный параметр эффективной вязкости. В результате имеем зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига. Скорость сдвига с высокой точностью для условий фильтрации в пласте можно определить, как истинную скорость фильтрации / средний радиус пор. Имея порристость и гранулометрический состав зерен коллектора оценивается средний радиус пор. Истинная скорость фильтрации = фиктивная скорость фильтрации (которая используется в законе Дарси) / просветность.

В результате имеем зависимость эффективной вязкости от скорости фильтрации. Интегрируя формулу Дарси с учетом данной зависимости, получаем целый пласт зависимостей (стационар - аналог Дюпуи, семи стеди, транзиент). Проделывая с ними все те же операции, что и в классическом случае для обработки КВД, имея фактическую КВД можно обратным счетом вытянуть зависимость эффективной вяскости от скорости фильтрации (определить неизвестные кэфы в данной зависимости). По данной зависимости уже можно также обратным счетом найти пластическую вязкость и начальный градиент сдвига. Примерно так.

RomanK. пишет:

Это эффект страгивания с места. Стронулся и поехал, начальный рывок не может влиять на закон движения в дальнейшем. то есть GR=f(t) функция времени. Это как ускорение, нарастает а в дальнешем постоянно.

На самом деле есть разные типы жидкостей, в т.ч. и те, у которых структурные свойства зависят как от скорости фильтрации (сдвига), так и времени. Например, тиксотропные и реопексные жидкости.