Аналогично для любой площади. Главное найти площадь, радиус это "характерный размер"

http://marla.fancymaces.ru/?p=1350

стримлайн (streamlines) - это линии (трубки) тока. условно говоря предпочтительные каналы движения флюида в пласте, там где они сходятся и будет область затухания воронки депрессии то есть этот преславутый радиус.

 думаю в мануале к ГД симулятору это не сложно найти

Dorzhi пишет:

А все скважины на один пласт работают? 2414 и 4337 например..... shape factor подобрал исходя из положения скважины в получившейся фигуре (больше подходит треугольник со скважиной близкой к вершине)...

ну да, вверху на карте Ю-III, пласт один.упс, накладочка. Дитц не считал для такой фигуры (см. скрин из Дейка)

RomanK. пишет:

Аналогично для любой площади. Главное найти площадь, радиус это "характерный размер"http://marla.fancymaces.ru/?p=1350

по вашей ссылке, во-первых, характерный размер измеряется в метрах. Дайте мне размерности получившейся формулы. Википедия говорит, чтоk [дарси], вязкость [сп], радиус контура [см], радиус скважины [см], мощность [м]И, кстати, по вашей ссылке выходит, что я неправильно радиус дренирования (характерный размер, сигма) обозначил на предыдущем рисунке и неправильно понимаю его. Так правильно получается? -

sander пишет:

 думаю в мануале к ГД симулятору это не сложно найти

Думаю, мне еще года 3 до ГД симулятора расти.

RomanK, помогите с размерностями. Я потратил час, чтобы подогнать размерности, чушь получается. Получается Сигма в районе 500-600 см

По размерности я не совсем понял где проблема. Применяешь линейку и замеряешь растояние между скважинами (или сторона ячейки разработки). В Дюпьи под логарифмом стоит отношение радиусов, поэтому размерности радиуса скважины и радиуса контура одинаковые. По вашей ссылке на википедию указано, что радиус скважины измеряется в сантиметрах, следовательно и радиус контура должен быть задан в сантиметрах. Я не знаю кто написал это в вики, но инженерия всегда переводит сантиметры в метры. А вот по формулам я ещё раз подумаю, вы меня смутили. В моём посте есть ошибка, теперь понимаю, глядя на ваш рисунок. Радиус контура это конечно не сигма, а сигма/2 для вашей разваленной девятиточки.

Сделайте лучше так - замерьте расстяние от 3339 до 5681, делите пополам. Далее 3339 - 4369(?) делите попам, померьте диагональные расстояния. И найдите среднее.

RomanK. пишет:

По размерности я не совсем понял где проблема.

Сидел подбивал по реальному коэффициенту продуктивности радиус контура. Получилось 1050 см (10.5 м). Скин тоже учитывал, формулу с википедии (там к логарифму радиусов скин прибавляется где) По карте 10-15 км.

****10-15 км в смысле это я уже про другую скважину, не 3339, она вообще на другой карте

Ты хочешь обратным путем из коэффициента продуктивности выйти на радиус? Каким данным на твоем листе можно верить? В k=15D я не очень верю, Кпрод = 145 м3/сут*атм это сумасшедшая продуктивность при которой незачем что-то там считать :) H=420 метров тоже не кисло.

да, пока что в обратном порядке, чтобы отработать и наладить формулу

доверять можно всем входным данным. Не 420 м, а 420 см.

С учетом скина (S=6.8) радиус дренирования - 650 см!

Да, одну бы такую скважинку.........)) Q=120 м3/сут При скине 6.8 вообще такое реально??? (эти результаты уже давно решены, утверждены, проверены начальниками и сомнению не подлежат)

Кхм..то что ты в Дюпюи продуктивность в размерности м3/сут*атм подставляешь, не смутило?

Из этой заметки

http://www.petroleumengineers.ru/node/6736

перейди от м3/сут*атм к нужным размерностям

не от м3/сут*атм, а от см3/сек*атм (если в см длины считать). я все учел, Роман.

1 см3/сек*атм  = 10Е-6 м3 / (1.157Е-5 сут х 1.033 кг/см2) = 0.083669 м3/(сут х кг/см2).

 

В рисунке выше у меня обозначено n Россия - см3/сек*атм, n Дюпюи - м3/(сут х кг/см2)

 

СОБАКА НЕ ЗДЕСЬ ЗАРЫТА

Я пересчитал по человечески. Получается чрезвычайное значение радиуса контура (более 8000 км), я остаюсь на своем мнении, что исходные данные полное г***. Чудовищная проницаемость, продуктивность, нереально огромный скин фактор - тут беполезно в формулы что-то ставить. Ну а то что результаты утверждены...Let it be

Порядок расчета:

Продуктивность 145 м3/сут*атм, переводим в пластовые условия (объемный коэффициент пусть = 1.2) = 175 m3/сут*атм

Возвращаем в размерность СИ:

175 м3 / (86400 с * 1e5 Па) = 2.014 e-8 м3/Па*с

Из Дюпюи того же, выражаем отношение логарифма радиусов:

LN(Rk/Rw) + S = 2 * 3.1415 * kh / (mu * PI)

Подставляем, нормальные, размерные величины:

LN(Rk/Rw) + S = 2 * 3.1415 * 14.92e-12 * 4.2 / (0.81e-3 * 2.014 e-8) = 24.1358

Сразу обращаем внимание, что для избавления от логарифма мы будем экспоненциировать, это не много не мало как (2.718)^24

Немного спасает скин-фактор

LN(Rk/Rw) = 24.1358 - 6.8 = 17.3358

Уже легче (!) (2.718)^17.3358

Доведем до абсурда и расчитаем:

Rk = Rw * EXP(17.33) = 0.108 * (WOW!!!) = 3650 км

Пересчитайте для надежности

Если бы можно делать правки в посте, я бы заменил 8000 км на 3600 км. Сути не меняет однакость

если говорить языком анализа неопределенностей, то обрати внимание на влмвания скина на результат, при этих исходных данных поставь скин 22,5 и получишь радиус 636 м  ☺  ибо как точно обосновать скин наряду с таким более конкретными данными как толщина, дебит, радиус скважины и давление, врядли кто-то возьмется)

А если говорить языком инженера, то любой (если считать что эти цифры верны) побегут снимать твой скин +6 чтобы получить продуктивность не 145, а 

200 м3/сут*атм при S = 0

transmega пишет:

доверять можно всем входным данным.

... 

(эти результаты уже давно решены, утверждены, проверены начальниками и сомнению не подлежат)

transmega, дружище, из чистой любознательности, расскажи что это за пласт с проницаемостью 14920 мД ? 

(к примеру на одном ПХГ, где лет 30 газ гоняют туда -сюда проницаемость ~1500 мД) 

зачем из википедии формулу брать? есть же нормальная формула Дюпюи

RomanK. пишет:

я остаюсь на своем мнении, что исходные данные полное г***.

GromoOtvod пишет:

transmega, дружище, из чистой любознательности, расскажи что это за пласт с проницаемостью 14920 мД ? (к примеру на одном ПХГ, где лет 30 газ гоняют туда -сюда проницаемость ~1500 мД)

alex_stan пишет:

 ибо как точно обосновать скин наряду с таким более конкретными данными как толщина, дебит, радиус скважины и давление, врядли кто-то возьмется)

RomanK. пишет:

А если говорить языком инженера, то любой (если считать что эти цифры верны) побегут снимать твой скин +6 чтобы получить продуктивность не 145, а 200 м3/сут*атм при S = 0

в этой стране не ищите это месторождение.Расскажу с чего все началось. Началось с того, что я новый сотрудник одной сервисной компании. И привык все делать вдумчиво. Но тут налаженная система, система прикрывания косяков всей цепочки оператор-мастер-интерпретатор. Скорее всего на данном месторождении выбрана вообще неадекватная ТЕХНОЛОГИЯ исследования. Чего там надо - пакеровать внизу, более точные манометры или еще чего я пока не врубился.Есть 2 года исследований на ЭТОЙ скважине. И если один придурок вначале поставил проницаемость 15 Дарси, то изволь повторять результаты.Поразила точность Романа, на пальцах подсчитал максимальный потенциальный дебит. 218 если быть точнее. И я согласно шаблону посоветовал провести очистку ПЗП, дабы достичь такого дебита. В предыдущем разе я тоже посоветовал то же самое, и скважину после этого закрыли на ремонт (дебит 130 м3/сут!!!). В последний раз исследовал эту скважину ЛИЧНО Я. Месяц назад! Дебит был 130 м3/сут, стал 125 м3. Это же какой-то геолог, которого я в лицо не знаю, выполняет мои рекомендации, останавливает скважину, пытается получить эти самые 218 м3/сут! Он обезьяна, реально, если делает так.А то, что все абсурд, он и не знает. Что стоит мне опустить проницаемость до 1-2 Дарси, скин сразу становится [-3;+1] - в реальные рамки.И вот этот бедный геолог делает 2 года очистки, делает, а мы ему все эту же цифру S=[4;8].Я также как и вы хочу понять, КАКОВА РЕАЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ И СКИН на этой скважине. Хоть мне его не разрешит поставить контролирующий меня, мол заказчик подумает что мы не профессионалы, раз меняем проницаемость каждый раз. Хочу в нормальную контору, где я смогу думать, а не бояться, что заказчик обидится. ЛОховать по-черному его можно и на очередные исследования разводить, а ставить проницаемость, отличную от той, что поставила девочка-интерпретаторша без диплома разработчика и геолога. И таких девочек тут вся компания. По объявлению реально понабирали, сижу сам краснею...И даже сейчас у нас висит вакансия, требования - высшее образование. Какое - не важно. Лозунг, блин: "Нам бараны нужны, залетай, гони пургу заказчику и не красней"

За свою недолгую карьеру, я ещё не встречал нормальных интерпретаторов. Зато повстречал чудес интерпретации. И вроде как компании хорошие, давно работающие, ан нет - заглянешь в результаты и волосы шевелятся. Я не знаю в чем проблема, но такая ситуация когда показывают нереально высокую продуктиновсть и огромный негативный скин не новость. И почемуто проницаемость обязательно единицы Дарси, а скин обязательно +6..+8. То есть что - бежать на скважину, перестреливать? (По классификации +6 это катастрофическое повреждение). Ан нет, открываешь повторное исследование, а там скин 0.1 и проницаемость 150mD. Так что ваша компания не одинока. К одному совещанию я решил потроллить интерпретатора - пересчитал снятия скина в прирост продуктивности и как следует дебита нефти. Показал товарищам. И я понял - что товарищ то никогда не задумывался к каким последствиям приводит его данные. Что это не просто циферка - это побуждение к действию. Показал приросты и спросил его - готов ли он деньгами своими положится в приросты? Нет, не готов. Что-то начал мямлить что мол обрабатывается только ПЗП и на общую продуктивность не особо влияет, на что конечно я возразил просто - Учи матчасть. Ну не понимают люди, что НАДО работать ХОРОШО. Пока ещё не научены.

Наш мир маленький и очень возможно что я говорю именно про вашу компанию, а учитывая что специалисты текут, я точно говорю про вас.

Я могу привести много примеров - такой вот свежий, интерпретаторы дают следующее. Радиус контура постоянного питания 18 метров (!), длина трещины 40 метров (ох уже эти трещины которые "вытаскивают" любое КВД). Вопрос - ваша чудо трещина протыкает же контур постоянного питания? Как вы вообще это видите? Почему тогда давление падает, ежели контур постоянный? Это без ответа. Тыкать в сапфиры умеем - пояснить нет.

Никто не помнит, что ГДИ это прежде всего диагноз, от которого зависит лечение. Но не всё так плохо - на самом деле с другой стороны часто ложат большой и толстый на интерпретации, смотрят только на пластовое и продуктивность. Если продуктивность зашкаливает, просто не верят, оперируют пластовым. Жизнь проще и вы найдете в ней место за которое не надо будет краснеть.

RomanK. пишет:

LN(Rk/Rw) + S = 2 * 3.1415 * 14.92e-12 * 4.2 / (0.81e-3 * 2.014 e-8) = 24.1358

Пересчитайте для надежности

Вязкость я так понял вы перевели в Пуазы?

• LN(Rk/Rw) + S = 2 * 3.1415 * 14.92e-12 * 4.2 / (0.81e-2 * 2.014 e-8) = 24.1358   !!!!!!!!!!!! = 2.41358  

 

LN(Rk/Rw) = 2.41358 - 6.8 = -4.38

 

расчитаем:

Rk = Rw * EXP(-4.38) = 0.108 * (0.01229) = 1.33 мм

 

Может я опять ошибаюсь... Потому что пансистем выдает радиус дренирования 8*Е+8 м2  (Rк = 28.2 км, что недалеко от истины, по карте где-то 10 км)

 

Dorzhi пишет:

зачем из википедии формулу брать? есть же нормальная формула Дюпюи

Dorzhi, я и использую Дюпюи. Роман использует формулу 

использует размерности

k [м2]

mu [пуаз]

h [м]

Rk, rс [м]

Подтвердите или опровергните данные размерности и я от вас отстану

коэффициент продуктивности [м3/Па*с]

Я перевожу всё в систему СИ, опуская всё до метров, секунд, килограмм и Паскалей (хоть и не СИ, но элементарная единица)

1сП = 1e-3 Па*с (никаких Пуазов!)

1 атм = 1e5 Па

1D = 1e-12 m2

1см = 1e-2 m

При продуктивности 145 м3/сут*атм, текущий дебит как я понял 120-140 м3/сут. Депрессия 1 атм и менее вообще реальна? Какое пластовое давление и забойное? Какая депрессия? Мне 145 совершенно не нравится. Почему дебит не 1200 м3/сут? Нет пластового? Давление ниже насыщения? Если ниже то 145 это выше насыщения (дела давно минувших дней), сейчас кратно ниже.

Рнас 142.9 кг/см2, Рзаб 157.05 кг/см2, Р пл 157.8 кг/см2.

А может быть такое, что заказчик дебит занизил из скромности? Есть такие скважины с ТАКИМ дебитом

Тогда проверь уровень, чтобы подтвердить высокое забойное. Если уровень (я думаю метров 200) - то что останавливает снижение забойного до 150 хотя бы? Это же 7 атм, прирост в жидкости 7*145 = 1045, если верить скину то это минимальная оценка. Непонятно, если это не сделано может быть этого и нет? Дебит проверь по МЭР.

фонтанный способ. никаких уровней.

ниже 157.05 не опускается, вышла на это значение через 2 часа, сутки стояла и я вижу длинный хвост в 22 часа стабилизированного Рзаб.

не знаю я, Роман, что с ней, займусь ей на досуге

RomanK. пишет:

При продуктивности 145 м3/сут*атм, текущий дебит как я понял 120-140 м3/сут. Депрессия 1 атм и менее вообще реальна? Какое пластовое давление и забойное? Какая депрессия? Мне 145 совершенно не нравится. Почему дебит не 1200 м3/сут? Нет пластового? Давление ниже насыщения? Если ниже то 145 это выше насыщения (дела давно минувших дней), сейчас кратно ниже.

Бывают и такие случаи. Вот вам схожий пример исследования с депрессией меньше 1 атм при дебите в 240 м3/сут.

 

Скважина фонтанная, забойное давление выше давления насыщения, манометр в интервале перфорации, пласт кавернозный, случай не уникальный. Наблюдалась такая ситуация в начале разработки, пластовое давление тогда падало просто бешеными темпами, одновременно от исследования к исследованию в разы снижались Кпрод и проницаемости. По ИД и гидропрослушке результаты были схожими. В итоге был сделан вывод о наличии в пласте протяженных трещин и разломов.

 

RomanK. пишет:

Пересчитайте для надежности

да, я все пересчитал спокойно, при текущих исходных данных Rк=3650 км. НО! Скважина успешно решается и на 3400 мД со скином -2.1, есть и другие варианты. Все дело в том, что точки производной представляют собой сплошное облако и не знаешь, где радиальный режим течения и где брать проницаемость.

Я пытаюсь анализировать 3 разные формулы Кпр (J=dQ/dP,  Дюпюи и формула из PanSystem). Выходит, надо разбираться также в Дитц-факторе, до конца разобраться в радиусе дренирования (все-таки не всегда я думаю он равен половине расстояния). Тут какие-то стримлайны еще...

Научиться считать Рпл (в моей конторе за Рпл принимают Pi, но это же не так, мы же знаем). От этого Рпл пляшет J=dQ/dP, в таких скважинах с низкой депрессией это дает ощутимую разницу. 

 

В общем не знаю, я заинтересовался, быть может все это будет темой моей кандидатской - научиться оценивать k и S при отсутствии полочки радиальности. Как думаете - утопия?

Немного из другой области, но в тему
При анализе зоны дренирования можно учесть условно недренируемые запасы или линии тока с очень медленной скоростью фильтрации. Условно можно взять участки пласта с кратнотью запасов 100-200 лет или с 2-3-х кратным проектным периодом разработки.
Грубо гооря запасы вроде как есть, но темп отбора оставляет желать лучшего. Кому нужны запасы с кратностью допустим 1000 лет?,- их условно можно назвать недренируемыми.
В прокси-моделях (или других моделях streamline) линии тока с определенным граничным значением по скорости можно выделить как неработающие. Соотв. заниматься теми зонами, где есть непересечение максимальной плотности ОИЗ с реальными линиями тока (без учета условных).

 

niksam пишет:

Немного из другой области, но в тему
В прокси-моделях (или других моделях streamline) 
 

я вот тут не совсем понял: прокси модели ? = streamline model ? 
Что есть прокси, и откуда это?
 

Имел ввиду упрощенную прокси-модель с линиями тока (в РН к примеру в ПК ГИД)...
Наверное понятие прокси обширное ( в РН помимо прокси-модели есть другой инструмент с названием "прокси", не связанный с моделированием )

А я вот подумал, ведь когда мы подставляем в формулу Дюпии значения радиуса контура питания мы также ставим туда среднее пластовое давление, но в реалях никто не хочет останавливать скважины достаточно долго для его правильного определения. 

При этом, если рассчитать пластовое давление на определенном растоянии от скважины и поставить эти значения Pres и Re, то мы должны получить реальный дебит.

Вот какая зависимость получается из формулы Дюпии:

Что об этом думаете?