Обработка кривой изменения забойного давления по методу наилучшего совмещения

Последнее сообщение
Acros Organics 33 6
Апр 13

Приветствую,
Меня интересует метод наилучшего совмещения, о котором я прочитал в статье Вольпина С. Г. «Мониторинг продуктивности добывающих скважин». В статье описывается, что данный метод позволяет определить гидродинамические параметры пласта и скин-фактор  по кривой непрерывного изменения забойного давления и дается ссылка на РД 39-3-593-81, который я не смог найти. У кого-нибудь есть литература по данному методу или приведенный выше руководящий документ?
 

niksam 56 9
Апр 13 #1

В Роснефти есть регламент и методика по определению параметров пласта по кривой падения дебитов и забойного давления на неуст режиме (т.н факторный анализ снижения). Все новые скважины подвержены такому анализу, с учетом чего в т.ч обновляются карты Kh и корректируется программа бурения (есть в некоторых статьях НХ, не помню номера и нашем вестнике который можно скачать на сайте компании)
Сейчас прикручиваем сюда еще ГС с мГРП

Celebrity 1652 11
Апр 13 #2

 

Цитата:
 есть в некоторых статьях НХ, не помню номера и нашем вестнике который можно скачать на сайте компании  

Ога, только там тезисы одни. Нормальные номера только для лохматых годов.

niksam 56 9
Апр 13 #3

ну да, реальные формулы в макросах, а детальное описание с самой методичке )

Krichevsky 510 9
Апр 13 #4

А как замеряется забойное в ГС с МГРП?

Krichevsky 510 9
Апр 13 #5

По сабжу - в отсутствие информативных диагностических режимов совмещение можно получить идеальное при множестве наборов параметров. Поэтому не рассчитывайте что вы снимете любую кривую и по ней подберете параметры. Максимум - продуктивность и Рпл.
Нет радиалки (или независимой оценки проницаемости или скина) - нет интерпретации.

niksam 56 9
Апр 13 #6

стр 30-34:  http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v01_2010.pdf
Если идет массовое бурение, единичные 'вылеты' можно увидеть на карте и попытаться с ними разобраться.
В целом метод апробирован не на 1 тыс скв. На каждой скважине ГДИС не проведешь.  

Погрешность существует, но во первых она не критичная (и она уменьшается если новая скв с ГРП и скв вводятся в относительно не просаженных по Рпл зонах), во вторых это лучше чем ничего. 

Раньше kh закрепляли по данным эксплуатации на п/уст режиме, но с учетом увеличения расчлененности новых скважин, появлением несвязанных прослоев, а также неоднозначности скина в длит период эксплуатации этот метод для новых зон пока не припеняется. Хотя есть идеи как оба метода совместить
 

Acros Organics 33 6
Апр 13 #7

niksam, спасибо за статью. Данный метод, по сути, есть метод наилучшего совмещения. Там совмещается фактическая кривая изменения дебита во времени и кривая, полученная по уравнению пьезопроводности. Применяете ли вы что-то подобное после продолжительной эксплуатации скважины или факторный анализ возможен только на новых скважинах?

Krichevsky 510 9
Апр 13 #8

Спасибо, про мысли Краснова я в курсе.
Вот Вы пишете "методика по определению параметров пласта по кривой падения дебитов и забойного давления".
Так скажите все-таки, как вы замеряете забойное давление и в частности в ГС с МГРП? А в период фонтанирования (он может быть и несколько месяцев)?

niksam 56 9
Апр 13 #9

Забойное зачастую определяется через Ндин (где-то есть датчики под насосом).
В техрежиме скважин при расчете Рзаб учитывается поправка на газ на моделях Hasan&Kabir и Beggs&Brill, разработанных совместно с университетом Талса. Из старых статей есть тут, стр.13 http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v03_2006.pdf  Вроде есть новее в НХ и SPE.
Все автоматизировано, особых проблем нет. ИДНы (или где это оптимизацией называется) в год делаем 2-3 тыс.шт.
Если большие проблемы с пеной - спасают контрольные отжима

Насчет ГС с мГРП - а в чем разница? Какой перепад давления будет с суммарным дебитом скважины 100м3/сут и дебитом каждой стадии 10-20 м3/сут? Потери на трение единицы атм.
Математика описывающая приток и распределение давления немного другая, но суть не меняется.

Главное не бояться внедрять, анализировать, учиться на ошибках, править и главное тестить на большом количестве скважин.

Krichevsky 510 9
Апр 13 #10

Разница в том, что в обычную скважину спускаем сразу ЭЦН с ТМС и имеем КСД с самого начала, а вот горизонталки сначала долгое время фонтанируют и данных о забойном в этот период нет. Я думал у вас как-то эта проблема решилась. А насчет уровней все ясно, "Главное не бояться" (с).

niksam 56 9
Апр 13 #11

Не видел еще ни одной фонтанирующей горизонталки с ГРП. Как правило их бурят в низкопроницаемый коллектор
Конечно по ННС если есть фонтаны - они не анализируются в период фонтанирования (но таких скв 1-2% от силы)

niksam 56 9
Апр 13 #12

Acros Organics пишет:
Применяете ли вы что-то подобное после продолжительной эксплуатации скважины или факторный анализ возможен только на новых скважинах?

На новых. До переходящего руки не доходят.
На переходящем есть прокси-модель ( с подбивкой kh на Рзаб и расчетное Рпл, которое в свою очередь сажается на опорные точки достоверных ГДИС). Но тут есть определенные сложности (трещины грп, мониторинг скин, неоднозначность истории...), в общем мы в процессе.

RomanK. 2159 11
Апр 13 #13

Статья не ясная, нет описания методики, нет описания примера обработки. Вывод формул останавливается едва начавшись. Никсам покажите хотя бы на пальцах как проходит обработка, что в "дано" и какие параметры в итоге определяются. Или еще статьи может быть...

BigBrotherWatchingYou 66 7
Апр 13 #14

niksam пишет:

Если большие проблемы с пеной - спасают контрольные отжима
.

Никсам наверно чуток оговорился: "пены" в РН нет, бывает "газожидкостная смесь с высоким газосодержанием" )
 

Krichevsky 510 9
Апр 13 #15

niksam пишет:
Не видел еще ни одной фонтанирующей горизонталки с ГРП

Это грустно. А проблема в том, что после фонтана мы запускаемся насосом уже из воронки, интерпретация сильно усложняется.

niksam 56 9
Апр 13 #16

Еще раз говорю, мы не запускаем скважины из фонтана, как бы не было это для вас грустно.

niksam 56 9
Апр 13 #17

RomanK. пишет:

Статья не ясная, нет описания методики, нет описания примера обработки. Вывод формул останавливается едва начавшись. Никсам покажите хотя бы на пальцах как проходит обработка, что в "дано" и какие параметры в итоге определяются. Или еще статьи может быть...

Дано суточная динамика Q и Рзаб, задаются доверительные интервалы k_min-k_max, skin_min- skin_max, Pr_min-Pr_max.  Если простыми словами - ищется оптимальное решение описывающее приток на нестац режиме в условиях неопределенности, в условиях взаимосвязи двух параметров Q-P (не закрепления одного из них, а именно взаимосвязи). Конечный результат - k, s, Pпл и общий процент достоверности решения. Считается в макросе за неск секунд. Если не устраивает результат, меняешь доверительный интервал и пересчитываешь.

Можете пройтись по старым 'открытым' статьям Вестника, а также в НХ, Spe, докладах конференций (под авторстовм Хасанова, Краснова, Мусабирова, Судеева, Юдина, Лубнина и ряда других). По моему изданы десятки статей на эту тему, также почитайте книги Хасанова М.М о нелинейности, неравномерности...
Вот например в открытом доступе http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v01_2006.pdf стр.23-29
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v02_2007.pdf стр.41-46

Вот кстати кто то про забойное давление спрашивал, в дополнение http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/v02_2006.pdf. 
Все в открытом доступе (пока), ссылки на литературу в статьях есть, читайте. 
 

niksam 56 9
Апр 13 #18

BigBrotherWatchingYou пишет:
niksam пишет:

Если большие проблемы с пеной - спасают контрольные отжима
.

Никсам наверно чуток оговорился: "пены" в РН нет, бывает "газожидкостная смесь с высоким газосодержанием" )
 

Назвать можно по разному. 
А 'пены' не было в Юкосе

Krichevsky 510 9
Апр 13 #19

А имея P и Q почему нельзя проинтерпретировать вашу КСД классической гидродинамикой с лог-лог анализом? И получить параметры аналитически, без оптимизации?

niksam 56 9
Апр 13 #20

Еще раз прочтите вначале статьи. Для вашего вопроса прежде всего 01_2006. Вопрос в неоднозначное, в выборе оптимального решения и визуализации набора оптимумов на карте решений или карте неопределенностей.. Понятно что когда смотришь со стороны думаешь что ничего нового в интерпретации не придумаешь. Но Хасанов это голова. И главное это приносит пользу, а применение на практике это главный плюс. Еще один плюс это быстрота интерпретации.

Конечно можно на каждой скважине делать полноценное ГДИ, спустить манометры с разрешением 0,001 атм, использовать высокоточные фазтестеры, но реальности это не камильфо. В наш век важна быстрота принятия решений на обоснованных данных с максимальной статистической подтверждаемостью. Если данные есть по 1 скв с погрешностью 0,1 мД и в качестве альтернативы на 10 скв с погрешностью 0,2-0,3 мД, я выберут второе.

RomanK. 2159 11
Апр 13 #21

Я чесслово не понял, к чему ссылки на Хасанова. Первая статья о зависимости k и s, ну толк какой от линии этой, вторая статья теоретическая, не понятно где практика. Гугл ссылок других не дает, не понимаю в чем фишка вашего восторга. Нелинейность читал давно, у нас пользовалась в универе спросом поп-наука, мы типа аспирантами связаны были с хасановым и мирзаджанзаде, я правда в поток не попал, хотя и не сожалею. Будем дальше гуглить

kochichiro 917 12
Апр 13 #22

Фишка восторга проста - нахера делать исследования. Сделаем точечный замер один раз в год по каждой скважине по годам будем обрабытывать, если будет расхождение с моделью всегда можно подкрутить статистический разброс в сторону нужного значения.

 
Метод кстати не нов и предложен был еще в середине 70-х Фетковичем, читайте книгу Каппы которую тут уже не раз выкладывали. Более совершенный метод считается метод Блазингейма - описан там же.
niksam 56 9
Апр 13 #23

Важно помнить что Хасанов был вп по науке в РН во второй половине нулевых. 
Насчет практики, не уверен что она детально описана в каких то статьях. Могу сказать, что метод использовался не в 1 тыс новых скв РН и продолжает использоваться.
Результат - 1. факторный анализ результатов бурения, 2. формирование рейтинга бурения. Применяется как один из основных инструментов оценки продуктивности пласта.
И я никого не агитирую, никого не хочу в чем то убедить или переубедить. Я просто попытался рассказать как у нас это работает вот и все.

Go to top