Прогнозирование показателей разработки по уравнению упругого режима

Последнее сообщение
sander 296 7
Янв 12

Вообщем вопрос простой, как это сделать?

MironovEP 2066 10
Янв 12 #1

мат баланс на истощение может быть?

 

kochichiro 911 11
Янв 12 #2

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

sander 296 7
Янв 12 #3

kochichiro пишет:

Matbal из IPM в руки и вперед, можно и вручную, но больно много геммороя.

Matbal из IPM нет возможности, надо вручную.

kochichiro пишет:

Само уравнение упругого режима as is в учебнике Желтов - разработка - здесь - http://www.4shared.com/dir/12858187/6d3b5148/sharing.html

С этой теорией знаком, уравнение матбаланса знаю, более того оценил еффективность упругого режима, то есть определил КИН на этом режиме, но поскольку там фигурируют накопленные показатели (накоп. отбор жидкости и снижение давления в пласте относительно начального пластового) проблема в том как разбить показатели на динамику по годах?

RomanK. 2158 11
Янв 12 #4

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.

sander 296 7
Янв 12 #5

RomanK. пишет:

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

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

RomanK. пишет:

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

 но дело в том что для нефти  q=const не совсем прадоподобно выглядит как по мне...  хз может просто стереотипLaughing

RomanK. пишет:

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.

классика расчетов. сперва так и делал, но чето запарился совсем)

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 сработатьWink  или туфтаUndecided?

MironovEP 2066 10
Янв 12 #6

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

 

volvlad 2110 12
Янв 12 #7

sander пишет:

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

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 сработатьWink  или туфтаUndecided?

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))

RomanK. 2158 11
Янв 12 #8

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.

volvlad 2110 12
Янв 12 #9

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.

sander 296 7
Янв 12 #10

volvlad пишет:

sander пишет:

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

С чего это вдруг, dP = Pr(avg) - BHP. Пластовое давление падает на истощении. 

Речь шла о технологическом режиме експлуатации, приток в скважину описывается уравнением Дюпюи q=К* dP, а снижение пластового давления в пласте относительно начального за счет истощения это немного другое.

volvlad пишет:

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. 

у меня такая же фигня но надо не на завтра а на "вчера" :)

sander 296 7
Янв 12 #11

еще есть нюанс, что с водой делать?

обьясню:

с одной стороны упругий режим и уравнение матбаланса не дает возможности рассчитать динамику обводнения продукции и как бы допустимо считать что добывается безводная нефть.

но с другой стороны мы знаем что снижение пластового давления ведет к уменьшению обьема порового пространства, увеличению обьема сжатой нефти и воды. Все это способствует вытеснению ЖИДКОСТИ из пласта в скважину, то есть вода в продукции скважины присутствует.

Другой вопрос что количество этой воды небольшое и возможно даже постоянное во времени, но где взять цифры?..

RomanK. 2158 11
Янв 12 #12

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?

volvlad 2110 12
Янв 12 #13

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

 

volvlad 2110 12
Янв 12 #14

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.

sander 296 7
Янв 12 #15

RomanK. пишет:

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

можно пояснить что имеется ввиду?

sander 296 7
Янв 12 #16

volvlad пишет:

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

поделитесь опытом? как делали?

sander 296 7
Янв 12 #17

и вот еще...  допустим берем вариант -  сразу мех.добыча без заморочек с фонтаном. Расчеты для мехдобычи основываются на  подачи насоса по жидкости, тобешь Q=const и при этом по уравнению упругого режима имеем вариант безводной добычи нефти, получаем постоянный дебит безводной нефти? или я что-то упустил? а может если мехдобыча при условии Рзаб=const одновременно со снижением Рпл уменьшается депрессия а соответственно и дебит жидкости, но опять таки упругий режим без учета воды, имеем експлуатацию скважины ЭЦН-ом и падение дебита безводной нефти? или как?

RomanK. 2158 11
Янв 12 #18

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).

sander 296 7
Янв 12 #19

RomanK. пишет:

 Главное чтобы не получилось перевешивать насосы на меньший дебит через полгода.

вот тут и скрывался один из вопросов)

RomanK. пишет:

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..

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

это все хорошо но как это увязать с темой вопроса - Прогнозирование показателей разработки по уравнению упругого режимаUndecided 

RomanK. пишет:

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).

скорее всего нету и кажетсяWink

RomanK. 2158 11
Янв 12 #20

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 296 7
Янв 12 #21

спасибо за подбадриваниеSmile

volvlad 2110 12
Янв 12 #22

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.

sander 296 7
Янв 12 #23

да, видимо и мне предстоит помаятся маленькоYell

volvlad 2110 12
Янв 12 #24

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

Римин 49 8
Июн 13 #25

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

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #26

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.
 

Go to top