мат баланс на истощение может быть?

Matbal из IPM в руки и вперед, можно и вручную, но больно много геммороя. Само уравнение упругого режима as is в учебнике Желтов - разработка - здесь - http://www.4shared.com/dir/12858187/6d3b5148/sharing.html

Задаешь количество скважин по годам. Задаешь технологический режим, либо q=const либо Pз=const либо dP=const.

Самое простое q=const. Зная количество скважин и дебиты, определяешь годовой отбор жидкости.

Зная зависимость пластового давления от отбора жидкости, определяешь Pпл.

Зная среднюю продуктивность скважины, определяешь среднее забойное давление.

Если забойное ниже некоторой величины (давления насыщения либо чего угодно), уменьшаешь дебиты новых скважин.

Я такое руками никогда не считал, но делал бы именно так.

а) Определить минимальное забойное давление фонтанирования

б) Задать время перехода на мех.добычу

в) Расписать профиль среднего дебита по экспоненте, чтобы к переходу на мех.добычу забойное расчетное было равно минимальному давлению фонтанирования.

г) После этого перевод на мех.добычу, жестко закидывать забойное давление на минимальное.

да для первого приближения пойдет наверно.. все равно любым методом посчитаешь +-20-50% будет от реалий:)

sander пишет:

на самом деле dP=const это и есть  q=const, так как q=К* dP 

С чего это вдруг, dP = Pr(avg) - BHP. Пластовое давление падает на истощении. Я бы рекомендовать использовать допущения по коэффициенту продуктивности и задавать постоянным забойное давление. 

С фонтанированием в такого рода расчетах я бы не заморачивался, что мешает сразу перейти на мех. добычу. Уж  лучше ограничить максимальный дебит, если надо.

sander пишет:

я вот подумываю не сделать ли по простому... Задав начальный дебит определить добычу за первый год експлуатации новой скважины, а потом расчитав коэффициент падения дебита, умножать предыдущие годовые отборы на коэф. падения и так до отбора всех запланированых извлекаемых запасов?  должно сработать  или туфта?

Можно и так, но лучше с мат. балансом, особенно если предполагается, что пластовое будет снижаться. Если же делать с падениями, надо понимать, что с увеличением числа скважин темпы падения увеличиваются, нужно подумать как оценивать дебит новых скважин запускаемых позже, ну и  еще в этом случае не учитывается переход на режим расворенного газа.

В общем надо очень четко представлять, что делаешь, и что должно приблизительно получиться.

Я как-то очень давно, когда ничего под руками не было кроме Excel-я делал подобного рода расчеты, результат, условно надо "завтра", новый объект, информации почти нет. Правда с падением пластового даления было известно, что проблем не будет, поэтому главное было оценить рост обводненности. Расчет получился неплохой, с автоматическим составлениям графика бурения скважин с учетом коэффициентов продуктивности и лицензионных обязательств. Хорошее было время))

Здесь я как бы наверное думаю о другом. Если у вас есть запас давления и забойное выше давления насыщения, к каким чертям будет снижение добычи нефти? Если мы конечно рассматриваем чисто нефтяную замкнутую систему. q = const до тех пор пока есть запас, потом конечно bhp = const. Сразу зажать на забойное это простой способ, но блин так не бывает :) И действительно получите космические дебиты, поэтому придется "экспертно" резать. Также можно "экспертно" резать из условия возможности (а точнее отсутсвия) условий для сбора и транспорта. Также можно ограничится по максимальной депрессии, притянуть за уши разрушение коллектора.

А вот если в дело вступает обводненность там совсем всё по другому.

RomanK. пишет:

q = const до тех пор пока есть запас, потом конечно bhp = const. Сразу зажать на забойное это простой способ, но блин так не бывает :) И действительно получите космические дебиты, поэтому придется "экспертно" резать. 

А вот если в дело вступает обводненность там совсем всё по другому.

бывает, еще как бывает - это я про добычу на минимально забойном, все от месторождения зависит, продуктивности не везде высокие. 

Про космические дебиты, чтобы их не было добавляем ограничения на максимальный дебит и все.

Конечно согласен. Для этого и определяется минимальное давление фонтанирования - сколько мы можем держать фонтанные скважины. Если продуктивность хорошая, то перевод на мехдобычу не проводится.

Хотя по секрету в НИПИ не умеют расчитывать фонтанный период, а должны - есть такой пункт количество скважин мехфонда и комиссии требуют (не настойчиво) обоснования перевода, поэтому говоря "все скважины механизированы" на самом деле упрощают себе жизнь. Хотя есть и другая сторона упрощения - делая расчет на забойное не минимального фонтанирования (например 200 атм), а минимального забойного (например 100 атм) получают нереальные пиковые дебиты, которых не будет так как фонтаны и никто с насосом не полезет :)

Здесь либо от космоса проводить ограничение дебитов (о чем ты говоришь) либо имитировать фонтанный период за счет установления минимального забойного фонтанирования - ждать пока дебиты не сядут до некоторой от космоса величины (тот дебит после которого говорят, ну всё нужен насос) я думаю это хороший компромисс.

А если продуктивность кислая, то да - сразу мехдобыча. Это я так, как мне кажется правильный путь.

Про появление воды при снижении давления забудьте, там мизерный процент воды, который и за обводненность не считают. Вода присустствует в пласте в некотором количестве всегда, это же природа.

Ограничение на максимальный дебит имеется в виду ограничение по диаметру?

При желании можно и воду учесть корректно. Расчитывая изменения водонасыщенности в пласте за счет добычи, оцениваем, используя псевдофазовые, обводненность скважин.

RomanK. пишет:

Ограничение на максимальный дебит имеется в виду ограничение по диаметру?

Причин можт быть много, пропускная способность наземного оборудования, максимальная производительность насоса, конструкция скважины.

Не понятный вопрос. Делаешь расчет на минимальном забойном давлении. Получаешь добычу нефти. Думаешь, надо ли тебе такой объем нефти (вывоз автотранспортом, запаздывание в инфраструктуре), подрезаешь дебиты. Стратегия держать минимальное забойное давление - ведет к максимальной добыче нефти, поэтому самая желанная из стратегий. Я не специалист в регулировке насосов, но есть некоторых диапазон регулировки. Посчитай, почувствуй руками цифры. Главное чтобы не получилось перевешивать насосы на меньший дебит через полгода.

С водой расчет изменится следующим образом. Я полагаю организации ППД не будет. Надо оценить активность законтурной области, что приведет к естественному поддержанию давления. Далее, выдумывая из головы зависимость обводненности от накопленной добычи нефти (она так и выдумывается) и зная дебит по жидкости получаешь добычу нефти. Если у тебя вязкость нефти более 3, продуктивность скважины теперь зависит от обводненности. Выдумываешь зависимость продуктивности от обводненности - первую точку по чистой нефти ты знаешь, последнюю точку по воде тоже. Можешь нарисовать прямую между точками. За счет растущей продуктивности с обводненностью, если будешь держать минимальное забойное давление получишь постоянный рост дебита жидкости. Здесь опять дело в насосах - либо регулировать либо подождать и перевесить на больший (так и делают на практике).

Остается один вопрос - выбытие скважин за счет обводненности. Это тоже выдумывается из головы, после некоторого года работы начинаешь уменьшать фонд.

И вообще, разве этого нет у Желтова? Я учился по Закирову, для газовиков, там эти расчеты от и до расписаны (или мне сейчас так кажется).

Вообще у меня есть книжка Донцова, там есть более уточненый расчет с учетом расположения скважин и схематизации залежи. То о чем мы говорим сейчас у газовиков называется расчет по средней скважине. Фишка в том, что чем выше дебит скважин тем неравномерней дренируется залежь. Здесь был человек из Белоруссии чтоли который построив зависимость (залежь замкнутая, только упругий режим) падения давления от накопленной добычи нефти и увидев что она в некоторым момент перешла на другую линию стал бредить каким-то разрушением коллектора в масштабах местородения. В итоге, получилось что задрав дебиты пластовое давление стало быстрее снижатся в локальных зонах. Чем ниже дебиты тем равномерней сажается давление.

По своему наблюдению за различными товарищами делающие расчеты, могу констатировать что основные навыки шевеления извилинами позабыты десятилетия назад. Делают так - "кто-то" выдумывает профиль добычи по годам и потом под эту добычу и расчитывается количество скважин и дебиты. Это называется "обратный счёт" :) Ах этот Госплан такой госплан.

Прямой счет - это когда по первым скважинам выводится "средний дебит" без какой-либо связи с пластовым и забойным давлением либо по "дебит-с-перфорированной-мощности". Берется карта толщин, тыкаются скважины, расписывается движение станков и порядок ввода скважин, количество дней эксплуатации. По толщинам получают дебиты и все.

Так что, то что пытаетесь делать вы это похвально, но практически не реализуется. Но делать надо для саморазвития хотя бы.

sander пишет:

поделитесь опытом? как делали?

Основным инструментом тогда был Excel, для нескольких крупнейших месторождений были построены полноценные гидродинамические модели, которые использовались для настройки допущений на все прочие м-я без моделей. Исходя из предполагаемых расположений скважин оценивалась их продуктивность, исходя из всей имеющейся информации. Далее задвались ограничения на дебиты, забойные давления и пр. 

На самом первом этапе, делалось допущение о темпах снижения пластового давления, влияющего на дебит жидкости. Дебит жидкости в каждый момент времени оценивался исходя из PI, текущего пластового давления, забойного, которое определяется из ограничений (либо макс. дебит, либо мнинимальное давление). Обводненность расчитывалась по заданным псевдофазовым кривым и текущей водонасыщенности пласта, которая расчитывалась по принципу, добытая нефть замещена водой. Для оценки параметров фазовых, брал за аналоги историю работы скважин расположенных в данном регионе, и результаты расчетов на моделях. Ну и плюс старался учесть близость положения скважины к контакту, или то что скважина расположена в чисто нефтяной или водонефтяной зоне.

Все было реализовано формулами и макросами в Эксель. Повторюсь инструментов не было, нужно было быстро понять, что из себя представляет актив. 

Сейчас все реализовано в IPM.

Да задача непростая, работы много, но зато интересная...

Часто встречал уравнение падения добычи qt=qi / (1+b*Di*t)^(1/b) но не нашел инфы кто автор и какие у него области применения и ограничения

Римин пишет:

Часто встречал уравнение падения добычи qt=qi / (1+b*Di*t)^(1/b) но не нашел инфы кто автор и какие у него области применения и ограничения

Метод кривой падающей добычи основан на допущении, что направление изменения добычи за прошедший период времени с воздействием факторов непосредственно влияющих на него будет иметь место и в будущем, и поэтому может быть экстраполировано и описано математическим выражением [1].
Анализ кривых падающей добычи основан на эмпирической зависимости дебита добычи от времени, предложенной Арпсом [1]:
 
,                                             (1)
 
где
qt
-
дебит нефти к моменту времени t, т/единица времени;
 
qi
-
начальный дебит нефти, т/единица времени;
 
t
-
время, единица времени;
 
Di
-
номинальный темп падения добычи, 1/единица времени;
 
b
-
постоянная Арпса для кривой падающей добычи.
 

Спасибо!