Апр 13
Коллеги, поделитесь пожалуйста формулами для расчета КИНа.
Также интересуют ссылки на статьи в которых эти формулы выводятся.
Опубликовано
24 Апр 2013
Активность
17
ответов
10910
просмотров
13
участников
1
Рейтинг
Контекст
КИН x5
КИН часто по статистическим зависимостям принимают, часто для районов имеются более-менее плюс-минус зависимости.
По расчётным методикам, ну есть в каждом бывшем нефтяном крупном ВНИИ
если уж интересует оценочная прикидка величины КИНа на начальном етапе разработки, то есть утвержденные методические указания ГКЗ для разных режимов разработки, стадий изучености и полноты исходных данных. Существуют как и теоретические на основании коеффициентов охвата, заводнения, вытесннения, так и емпирические зависимости типа КИН= -0,2405+0,1730*lg(k)+0.001*h+0.103*m+0.0008*t-0.0025*S-0.004*mu...гдемного корреляционных коеффициентов для опреденного региона, типа коллектора и т д. в поиске поищи методические указания ГКЗ, инструкции ГКЗ, промышленный стандарт, положение о подсчете запасов, там все есть
Если есть история добычи и есть динамика обводнения то можно определить по динамике водо-нефтяного отношения в лог координатах. Есть определенные тонкости в подборе базового интервала, но это детали.
Формула для расчета КИН: Квыт * Кохв.
Квыт - из лабораторных исследований.
Кохв берется из головы в диапазоне 0.700-0.800 (именно так, до тысячных).
===
Интервью
с генеральным директором “Нефть&Газового Института” Иваном Петровичем, доктором нефтегазовых наук.
Иван Петрович, что Вы можете сказать за Коэффициент Охвата на проектируемых месторождениях?
- Ну, прежде всего, хотелось бы напомнить, что исследования в данном направлении в нашем Институте не прекращаются ни на минуту. Например, буквально недавно нами была выявлена уникальная прямая зависимость между закачкой алкоголесодержащих жидкостей в проектировщиков и величиной предполагаемого Кохв. Причём, мы закачивали в проектировщиков самые разные жидкости: коньяк, водку, виски и даже текилу. Что характерно, полученная зависимость работает как для чисто поровых терригенных, так и для карбонатных, наиболее сложных кавернозно-трещино-поровых коллекторов! Конечно же, все результаты подтверждены электрическим моделированием в пакетах Eclipse и Excel.
Крайне интересный результат, Иван Петрович! Но как обстоит дело с коэффициентом вытеснения?
- К сожалению, сотрудники лабораторий по определению Квыт в связи с характером своей работы имеют постоянную связь с чистым спиртом, поэтому закачка в них вышеперечисленных реагентов успеха практически не имеет. В настоящее время, с целью повышения проектного Квыт, мы проводим с ними эксперименты с различными порошками и микстурами. При этом, также не чураемся и водогазового воздействия на сотрудников, чему, думаю, позавидовал бы сам доктор Менгеле!
Очень интересно, Иван Петрович! Нет ли у вас мыслей по закачке внутрь сотрудников ещё чего-нибудь для повышения проектного КИН?
- В настоящее время проводится полугодовой эксперимент по каждодневному закачиванию внутрь меня как минимум 0.5 л элитного шотландского односолодового виски вместе с мраморной говядиной. Несмотря на испытываемые мной неимоверные трудности, думаю, что уже в самое ближайшее время мы получим проектные КИНы, как минимум в несколько раз превосходящие КИНы наших зарубежных коллег!
Спасибо за интервью, Иван Петрович!
===
Коэффициент вытеснения можно рассчитать из фазовых, а коэффициент охватата из сетки скважин.
В книге "Estimation and classification of reserves of crude oil, natural gas, and condensate" 2001 были какие-то формулы, что-то из них собрал в эксель - http://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u726/recovery_factor0.xlsx
В книге Крейга были достатоно подробные формулы а так же корреляционные зависимости для стандартных систем разработки (5ти точка итд) для определения Кохв.
КИН, это не столько технический показатель, сколько экономический. Соответсвенно и надо считать КИН в зависимости от цены нефти. При цене нефти 10$/bbl, КИН=0,0, при 100$/bbl КИН=0.4, а если цена 1000$/bbl, то КИН=Квыт, потому что при такой цене можно разбурить месторождение сеткой 50 или даже 25 метров. В идеале, можно добыть всю подвижную нефть.
Обязательно нужно задаваться ценой трубы, установки подготовки, стоимостью бурения и заканчивания. Одно и то же месторождение в техасе и на камчатке будет иметь разный КИН.
Может стоить обозначить проблему более точно. То ли мы говорим о заводнении, а может об истощении, карбонаты или песчаник, изученный или новый басейн, какая стадия месторождения, да и вообще может речь идет об oil sand mining.
ну если есть хоть какие нить то дайте я не привередливый
методика татнипи здесь
Ок, на режиме истощения, если давление насыщения меньше Pконечного
КИН=(Pнач-Pконечное)*полная сжимаемость
Спасибо, но это любой студент знает.
Хотелось бы посложнее, с участиеми расчлененности, вертикальной неоднородности по проницаемости, квыт и т.д.
скинул же EmptyEye файлик, там все это есть
Квыт можно по Велджу рассчитать. Для расчлененности есть Дайкстра-Парсона методика. Кохвата по площади есть палетки для разных систем разработки в зависомости от mobility ratio. А вообще все эти коэфф. можно самому расчитать на небольшой концептуальной модели если есть желание.
Хотя в реальной жизни я не сталкивался чтобы это активно использовалось. Если месторождение в стадии разведки то КИН считается из аналогов или дается широкий интервал исходя из общих рассуждений. Если же идет дело ближе к FDP то КИН считают по модели.
Есть еще хорошая статья SPE 109555 от BP: "Reservoir Technical Limits: A Framework for Maximizing Recovery From Oil Fields"
В общем все из Крейга)
На мой взгляд описанный VIT подход имеет практически невысокую ценость. метод велджа для определения квыт не нужен, достаточно знать определение. Дейкстра-Парсон, это кажется слоистая модель, продолжение идей реализовано дальше у наших парней. Может быть для расчета динамики обводнения, но только не конечной нефтетдачи. Палатки крейга это не коэффициент охвата, это коэффициент заводнения, т.е. сколько нефти мы бросаем в пласте при достижении предельной обводнености. Основной вклад в кин обеспечивается кохвата, который зависит от сложности геологического строения и количества скважин, пресловутый коэффициент сетки. Ни одна из указанных фамилий не решает этой задачи. И строить гидродинамические квадраты с единичным коэффициентом охвата смысла не имеет никакого. Выше еще писалось про упругий режим - там также не хватает величины порового объема введенного в разработку, без этого знания любые расчеты бессмысленны. Поэтому только молодость, только Ксетки