Все дебиты всегда берутся по несущей фазе, в данном случае это газ. Учет жидкости делается через конденсатно-газовый фактор
Понятно. И еще один вопрос; поскольку замеры дебитов (или расчеты дебитов всех составляющих фаз) производятся в поверхностных условиях, нужно ли самостоятельно приводить их к пластовым условиям и потом грузить в программулину или программа сама их переводит используя объемные коэфф-ты, Z и т .п.?
Доброго всем дня! При обработке газоконденсатной скважины какие следует загружать дебиты: - смеси -газа -или насыщенного или стабильного конденсата
Во-первых, что за программа - в разных программах нужно по разному загружать. Но в любом случае тебе будет нужен дебит газа в стандартных условиях и дебит стабильного конденсата. Опять же от программы зависит нужно ли тебе его переводить в пластовые условия или нет. Например в Сапфире можно задать PVT корреляции (которые впрочем они считают композиционным моделированием) и переводить уже ничего не нужно будет.
Полностью согласен с pevgen. Добавлю, что если конденсата ну очень много, можно пересчитать его в газовый эквивалент и добавить к дебиту газа, ИМХО
Тут господин начальник я не соглашусь, на газовый эквивалент можно переводить (Сапфир делает это сам, если подгрузишь вместе с газом дебиты конденсата), когда наоборот мало конденсата - газовый фактор свыше 10000 м3/м3. Когда же газовый фактор составляет от 800 до 5000 м3/м3, нужно использовать рекомбинацию с последующим композиционным моделированием поведения флюида, поскольку считается, что при таких дебитах конденсата при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит движение на забой двух фаз газа и кондената (при аналогичных условиях для малых количеств конденсата, считается, что он полностью остается в пласте).
В идеале лучше всего произвести композиционное моделирование до загрузки дебитов - это позволит определиться с типом флюида и соответственно способом его учета. Например для жирного газа (wet gas) пластовая температура выше крикондентермы, поэтому выпадение жидкой фазы в пласте не происходит и учет ее в продукции можно осуществлять переводом на газовый эквивалент. В тоже время для ретроградного газа пластовая температура ниже крикондентермы и при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выпадение жидкой фазы в пласте. Поэтому в принципе должены быть загружены и дебит газа и дебит конденсата. Далее если давление не снижалось ниже давления начала конденсации, то конденсат таки переводится на газовый эквивалент и интерпретация существенно упрощяется. Если снижалось, что практически всегда происходит даже при исследовании разведочных скважин нужно осуществлять интерпретацию с учетом выпадения конденсата путем использования кривых фазовых проницаемостей. В Сапфире, например, это осуществляется с помощью нелинейного модуля.
Р.S. Прошу простить меня за использование терминологии газовый фактор вместо конденсато-газовый фактор, но как нефтяннику мне проще оперировать цифрами именно в такой формулировке.
Во-первых, что за программа - в разных программах нужно по разному загружать. Но в любом случае тебе будет нужен дебит газа в стандартных условиях и дебит стабильного конденсата. Опять же от программы зависит нужно ли тебе его переводить в пластовые условия или нет. Например в Сапфире можно задать PVT корреляции (которые впрочем они считают композиционным моделированием) и переводить уже ничего не нужно будет.
Если в Сапфире, то делаешь так: - сначала создаешь новый с такими параметрами - ; - далее идешь в PVT и выбираешь как показано на рисунке - ; - затем создаешь текстовый файл со временами дебитов и закрытия и собственно с дебитом газа в тыс. м3 и дебитом стабильного конденсата в м3 - показано на рисунке - .
Это будет самый простой вариант с переводом на газовый эквивалент
Второй вариант: - на первом этапе делаешь аналогично - ; - далее идешь в PVT и заполняешь эту форму - и учти, что газовый фактор должен быть средним по всем режимам, чтобы сапфир не ругался; - далее загружаешь дебиты аналогично . Здесь будет учет в эквивалентном дебите выпавшего конденсата и приходящего на поверхность.
Ты мне дал хороший повод покопаться в нелинейном модуле - фазовые можно загрузить только для газа и воды, кондей отпадает.ScreenShot1.jpg
Если в Сапфире, то делаешь так: - сначала создаешь новый с такими параметрами - ; - далее идешь в PVT и выбираешь как показано на рисунке - ; - затем создаешь текстовый файл со временами дебитов и закрытия и собственно с дебитом газа в тыс. м3 и дебитом стабильного конденсата в м3 - показано на рисунке - .
Это будет самый простой вариант с переводом на газовый эквивалент
Второй вариант: - на первом этапе делаешь аналогично - ; - далее идешь в PVT и заполняешь эту форму - и учти, что газовый фактор должен быть средним по всем режимам, чтобы сапфир не ругался; - далее загружаешь дебиты аналогично . Здесь будет учет в эквивалентном дебите выпавшего конденсата и приходящего на поверхность.
Ты мне дал хороший повод покопаться в нелинейном модуле - фазовые можно загрузить только для газа и воды, кондей отпадает.
В нелинейном модуле где запрашиваются параметры первой ступени сепарации, САПФИР запрашивает знач. давления и температуры. Температура и давление сепаратора или какие то другие?(скважина -разведка)
В нелинейном модуле где запрашиваются параметры первой ступени сепарации, САПФИР запрашивает знач. давления и температуры. Температура и давление сепаратора или какие то другие?(скважина -разведка)
Да давление и температура сепарации, поскольку GOR нужно брать средним по режимам, то и давление и температуру сепарации нужно брать средними.
К этому же исследованию. Если бы забойные давления фиксировались на протяжении всего исследования(метод установившихся отборов : ступенчатого дебита,изохорный), результаты интерпретировались бы с определением Дарси и не Дарси скина (через зависимости скина от дебита на установившихся режимах и тд). Вопрос: если у меня есть запись глубинным манометром только одного квд и есть замеры дебитов всех фаз (без записи заб давлений), которые внесены в сапфир по схеме, для ГК(как вы мне показали см выше). Могу ли я эту скважину дальше обработать по алгоритму нефтяной(значения k,S, границ) или это будет неправильно?
К этому же исследованию. Если бы забойные давления фиксировались на протяжении всего исследования(метод установившихся отборов : ступенчатого дебита,изохорный), результаты интерпретировались бы с определением Дарси и не Дарси скина (через зависимости скина от дебита на установившихся режимах и тд). Вопрос: если у меня есть запись глубинным манометром только одного квд и есть замеры дебитов всех фаз (без записи заб давлений), которые внесены в сапфир по схеме, для ГК(как вы мне показали см выше). Могу ли я эту скважину дальше обработать по алгоритму нефтяной(значения k,S, границ) или это будет неправильно?
Можете, только в скине у вас будет сидеть коэффициент не-дарси течения, поэтому полученный скин будет составным из скина ПЗП+Не-дарси скин Разделить эти вещи не получится
К этому же исследованию. Если бы забойные давления фиксировались на протяжении всего исследования(метод установившихся отборов : ступенчатого дебита,изохорный), результаты интерпретировались бы с определением Дарси и не Дарси скина (через зависимости скина от дебита на установившихся режимах и тд). Вопрос: если у меня есть запись глубинным манометром только одного квд и есть замеры дебитов всех фаз (без записи заб давлений), которые внесены в сапфир по схеме, для ГК(как вы мне показали см выше). Могу ли я эту скважину дальше обработать по алгоритму нефтяной(значения k,S, границ) или это будет неправильно?
Да будет все правильно, уравнение пъезопроводности одно и тоже вне зависимости от типа флюида (поправки вносятся только на поведение самого флюида в зависимости от его типа). Загружаешь так: пишешь дебиты перед закрытием на КВД и время сколько скважина работала с этими дебитами; дальше пишешь общее время остановки на КВД и прописываешь все дебиты равными 0. При создании файла надо будет указать день/месяц/год и время с которого скважина была пущена на последний режим перед КВД. А с манометра загрузишь данные в формате день/месяц/год - время - давление. Выделить не Дарси скин не удасться - будет у тебя общий скин.
Полностью согласен с pevgen. Добавлю, что если конденсата ну очень много, можно пересчитать его в газовый эквивалент и добавить к дебиту газа, ИМХО
Понятно, спасибо за помощь!
Опять же от программы зависит нужно ли тебе его переводить в пластовые условия или нет. Например в Сапфире можно задать PVT корреляции (которые впрочем они считают композиционным моделированием) и переводить уже ничего не нужно будет.
В идеале лучше всего произвести композиционное моделирование до загрузки дебитов - это позволит определиться с типом флюида и соответственно способом его учета. Например для жирного газа (wet gas) пластовая температура выше крикондентермы, поэтому выпадение жидкой фазы в пласте не происходит и учет ее в продукции можно осуществлять переводом на газовый эквивалент. В тоже время для ретроградного газа пластовая температура ниже крикондентермы и при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выпадение жидкой фазы в пласте. Поэтому в принципе должены быть загружены и дебит газа и дебит конденсата. Далее если давление не снижалось ниже давления начала конденсации, то конденсат таки переводится на газовый эквивалент и интерпретация существенно упрощяется. Если снижалось, что практически всегда происходит даже при исследовании разведочных скважин нужно осуществлять интерпретацию с учетом выпадения конденсата путем использования кривых фазовых проницаемостей. В Сапфире, например, это осуществляется с помощью нелинейного модуля.
Р.S. Прошу простить меня за использование терминологии газовый фактор вместо конденсато-газовый фактор, но как нефтяннику мне проще оперировать цифрами именно в такой формулировке.
- далее идешь в PVT и выбираешь как показано на рисунке - ;
- затем создаешь текстовый файл со временами дебитов и закрытия и собственно с дебитом газа в тыс. м3 и дебитом стабильного конденсата в м3 - показано на рисунке - .
Это будет самый простой вариант с переводом на газовый эквивалент
Второй вариант: - на первом этапе делаешь аналогично - ;
- далее идешь в PVT и заполняешь эту форму - и учти, что газовый фактор должен быть средним по всем режимам, чтобы сапфир не ругался;
- далее загружаешь дебиты аналогично .
Здесь будет учет в эквивалентном дебите выпавшего конденсата и приходящего на поверхность.
Ты мне дал хороший повод покопаться в нелинейном модуле - фазовые можно загрузить только для газа и воды, кондей отпадает.ScreenShot1.jpg
Ребята, спасибо огромное, очень выручили.
В нелинейном модуле где запрашиваются параметры первой ступени сепарации, САПФИР запрашивает знач. давления и температуры. Температура и давление сепаратора или какие то другие?(скважина -разведка)
К этому же исследованию.
Если бы забойные давления фиксировались на протяжении всего исследования(метод установившихся отборов : ступенчатого дебита,изохорный), результаты интерпретировались бы с определением Дарси и не Дарси скина (через зависимости скина от дебита на установившихся режимах и тд).
Вопрос: если у меня есть запись глубинным манометром только одного квд и есть замеры дебитов всех фаз (без записи заб давлений), которые внесены в сапфир по схеме, для ГК(как вы мне показали см выше). Могу ли я эту скважину дальше обработать по алгоритму нефтяной(значения k,S, границ) или это будет неправильно?
Можете, только в скине у вас будет сидеть коэффициент не-дарси течения, поэтому полученный скин будет составным из скина ПЗП+Не-дарси скин
Разделить эти вещи не получится
а че просто PBU не замутить?
тогда и с дебитами нет запарки..
дебит=0
Выделить не Дарси скин не удасться - будет у тебя общий скин.
У меня все получилось, большое спасибо всем, кто откликнулся!