Учет изменения реальных свойств газа при ИД

Последнее сообщение
sniper 363 12
Авг 13

Задался этой темой, взяв для рассмотрения реальные данные по скважине, но просматривая источники (красная инструкция Алиева и новая ВНИИГАЗА) и пытаясь опеределить фильтрационные коэффициенты с учетом изменения свойств газа (вязкость и сверхсжимаемость) от давления на режимах, получаю тот же результат, что и если строить график ИД и КФС в обычных координатах ( DP2 от Q и DP2/Q от Q) - на первом графике - гипербола, а не парабола (ну естественно, у нас же отношение Рзаб к Рпл около 0,3 :)))), а на втором графике коэффициент В - отрицательный. По Алиеву (с учетом изменения реальных свойств газа) график КФС в координатах  DP/Q от Q/mср, а по новой инструкции  DP2/(Q*mср*z) от Q показывают тот-же отрицательный коэффициент В в уравнении.
С чем такой результат может быть связан?
 Что-то я упустил из виду или написанное в инструкциях некорректно? (хотя проверил ту-же аливескую по примерам - все считается :((() - поделитесь, кто как считает КФС?
По скважине - режимы четкие, установившиеся, пробы отобраны, состав смеси в пластовых условиях определен (есть немного конденсата КГФ менее 10). В сапфире все сматчилось хорошо и режимы (5 штук) и КВД, даже подгонять сильно не надо было - ошибка в определении проницаемости 0,3 процента.
Какие соображения?

kochichiro 943 13
Авг 13 #1

Значит коэффициент В не нужно учитывать, не всегда в газовых скважинах ИД описывается двухчленной формулой. Если у тебя режимы в сапфире сматчились без изменяющегося скина и дебито-зависимой составляющей значит фильтрация идет по чистому закону дарси в одночленной формулировке.

sniper 363 12
Авг 13 #2

эээ, а в каком виде мне индикаторную предоставлять заказчику?
как по нефтяным? Кпрод=Q/DP?
есть источники? думаю, что без аргументов тут никак - они хотят видеть КФС...

kochichiro 943 13
Авг 13 #3

Строится также как и обычно для газовых в координатах DP2 от Q, только B = 0  и получится у тебя прямая линия параллельная оси Q.
Если уж заказчику больно хочется видеть двухчленную формулу, то можно сделать так , я так понимаю ты ИК строишь в сапфире путем выбора LIT и дальше тыкаешь на режимных точках, попробуй все точки не выбирать, какие-нибудь выбрось - иногда помогает.
Касательно обоснования, если уж так нужно фундаментальное обоснование прикрепил Басниева подземная гидродинамика - http://www.mediafire.com/?2kmobdextt4724k
Начиная со страницы 13 там описаны верние границы применимости закона Дарси, через критерий Рейнольдса.

kochichiro 943 13
Авг 13 #4

Еще проверь правильно ли ты в сапфире посчитал средневзвешенное давление, при построении ИК через LIT основные косяки оттуда идут. Попробуй принять средневзвешенное равным интерполированному, которое ты получил при интерпретации КВД.

sniper 363 12
Авг 13 #5

так ведь есть скважины (тот-же пример в алиевской инструкции) где графики ИД и КФС без учета реальных свойств имеют вид гиперболы и отрицательным тангенсом угла наклона (соответственно), и с учетом свойств все встает на свои места - КФС в своих координатах имеет положительный тангенс угла наклона и КФС (оба) определяются.
Такие скважины, что, также описываются формулой Дарси?
Действительно - ссылку на источники. Почитать охота.

З.Ы. Газовые у нас редко и в основном без конденсата, да и местным заказчикам на газ - побоку - в нефтяных компаниях газа то ведь нет :))), уж не знают как и попутный то утилизировать :)))) чтобы не в прогаре остаться

sniper 363 12
Авг 13 #6

о! пока писал - ответов не видел - видимо долго шел мой процесс написанияю забегают - отвлекают :)))
нет, строю не в сапфире - старый добрый эксель

sniper 363 12
Авг 13 #7

за ссылку - спасибо. Дома гляну, а то у нас как в том анекдоте - чё думать- то? - прыгать надо :)))
На подумать не так уж много времени есть - с тоской вспоминаю нипишное время когда можно было заниматься наукой для себя хоть весь день :)))

kochichiro 943 13
Авг 13 #8

Дебиты хоть какие и при какой депрессии? Может на вскидку станет ясно.

MironovEP 2082 12
Авг 13 #9

в горизонтальных газовых скважинах В=0 насколько я помню

sniper 363 12
Авг 13 #10

5 режимов
185 ат - 223 тыс.м3/сут
175 ат - 290  тыс.м3/сут
168 ат - 337  тыс.м3/сут
161 ат - 390  тыс.м3/сут
155 ат - 441  тыс.м3/сут
Рпл 229 ат
скважина вертикальная без ГРП - тока СКО сделали

kochichiro 943 13
Авг 13 #11

Дебиты приличные В должно быть, надо копать в обработке, если есть возможность построй ик в сапфире.
Скин какой получился отрицательный или положительный?

VIT 1124 14
Авг 13 #12

Sniper,

делайте ИК в координатах псевдодавления. По условиям вы как раз где-то на границе когда P^2 переходит в P (2500-3000psi). Дебиты приличные для вертикалки без грп, вроде должна быть турбулентность.

*Жаль не могу посмотреть старые тесты в данный момент, вроде тоже не по всем скважинам турбулентость была. Что-то мой домашний "cloud" сервер заглючил.

sniper 363 12
Авг 13 #13

было два исследования - до СКО (3 режима) и после СКО (5 режимов - которые показал).
Причем до СКО была в консервации
До СКО скин скажем так + 10 (однозначная полка радиалки на диагностике) - тут без вариантов
После СКО - 3 (тоже без вариантов - полка еще длиннее)
В обоих случаях принятая модель однородного бесконечного пласта
Ни после СКО, а тем более ни до СКО - D-фактор роли не играет, если только скином от времени можно сделать чтобы модель чут покрасивей ложилась на факт, но и тут изменения смехотворные.

По ИД в сапфире, С это типо А и N это В, а что такое за **2,85846 в размерности С?

sniper 363 12
Авг 13 #14

Или это не LIT IPR? А просто IPR - тогда С это коэф.продуктивности и n это экспонента турбулентности в которую возводят депрессию?

sniper 363 12
Авг 13 #15

Все, вроде начал понимать откуда ноги растут в сапфире :))) 
И как у меня n получилось больше 1? видимо ограничения забыл воткнуть %))) вот и вышла степень такая корявая 2 с копейками
Вставил n=1 - график ИД немного уплыл,а степень в размерности С стала  **2, сам коэф. С = 13.4.
Может ли вообще n быть больше 1? Есть ведь какое-то объяснение, типо почему скин не может быть меньше ln Rk/rs?

В LIT никак не получается подобрать А и В :(((

Чё, писать то заказчику, что приток описывается простым уравнением IPR? Но, блин, почему этот приток нельзя описать двухчленным уравнением LIT IPR если он описывается простым уравнением IPR? Ребус...

GromoOtvod 106 12
Авг 13 #16

sniper пишет:

 никак не получается подобрать А и В :(((

а жидкость была в продукции? если да, то "копни" про коэф. С, который зависит от количества жидкости на забое Р^2-P^2=AQ+BQ^2+C

kochichiro 943 13
Авг 13 #17

Сразу несколько вопросов ты учитывал кондер в продукции прибавлением газового эквивалента, в сапфире есть такая опция? Какое давление ты взял за пластовое при расчете IPR - последнюю точку замера на КВД или интеполированное (pi) по результатам интерпретации КВД?

Скин -3 тоже кстати весьма приличный, можешь прикрепить билог? Если есть трещина беск. проводимости, то обычно в таких скважинах В равно 0.

У коэффициента с как раз и растут ноги из тех случаев когда не учли газовый эквивалент, неправильно взяли пластовое или скин менялся на режимах. Его применение с математической точки зрения рационально, но с точки зрения подземной гидродинамики получается, что вы приравниваете газ к неньютоновской жидкости, когда при нулевом дебите есть начальное напряжение сдвига. Поэтому по возможности от него надо уходить.
это я про А+В+С.

sniper 363 12
Авг 13 #18

подобрал! для максимальной депрессии - один точка.
Видимо с непривычки долго. К экселю возвращаться неохота...

воды совсем немного 2 куба с 200 тысяч по газу :)
попробовать С  - это конечно хорошо, но как это в сапфире учесть? есть учет этого коэффициента в доморощенных прогах (под экселем), но там заточка чисто под местные условия - другие регионы не будут укладываться в указанные пределы исходных параметров. А копаться в этом времени нет - с макросами я дружу только через кнопку "выполнить" :)))
самому посчитать в экселе по инструкциям уже время поджимает - если только в обозримом будущем

transmega 266 10
Авг 13 #19

pi = initial pressure (начальное пластовое). Почему сиам везде пишет интерполированное...

sniper 363 12
Авг 13 #20

учел конд. в дебитах, свойства тоже для смеси в пластовых условиях
Рпл взял по КВД.
Это КВД до СКО

это после, трещуну если и рисовать, то метров 7, да и смысла ИМХО нет - кислотой все вымыли - по профилю интервалы как работали, так и работают, только дебит увиличился в разы

это мой подгон А и В по макс.режиму

sniper 363 12
Авг 13 #21

transmega пишет:
pi = initial pressure (начальное пластовое). Почему сиам везде пишет интерполированное...

для разведки то в самый раз 
а по факту - нет такого понятия как Рпл, если залежь в разработке и скважин под 1000 :))) - сплошные допущения :(((
Как уж его считать, это Рпл - как решили волевым усилием, так и считаем...

transmega 266 10
Авг 13 #22

sniper пишет:

Как уж его считать, это Рпл - как решили волевым усилием, так и считаем...

тогда уж экстраполированное. А вы говорите про p с верхним штрихом. Совсем разные формулы и вещи

kochichiro 943 13
Авг 13 #23

sniper пишет:
подобрал! для максимальной депрессии - один точка.
Видимо с непривычки долго. К экселю возвращаться неохота...

воды совсем немного 2 куба с 200 тысяч по газу :)
попробовать С  - это конечно хорошо, но как это в сапфире учесть? есть учет этого коэффициента в доморощенных прогах (под экселем), но там заточка чисто под местные условия - другие регионы не будут укладываться в указанные пределы исходных параметров. А копаться в этом времени нет - с макросами я дружу только через кнопку "выполнить" :)))
самому посчитать в экселе по инструкциям уже время поджимает - если только в обозримом будущем

Подобрал и хорошо в принципе для такого скина можешь и В=0, пусть трещина и небольшая но эффект линейного течения есть.
 
to transmega
А касательно Pi - это да - начальное пластовое давление, а если загрузишь всю историю добычи с самого начала для этой скважины, как любили делать танкисты, то ты на него и выйдешь при интерпретации КВД.
P* - это фиктивное пластовое давление, а проще говоря давление на контуре дренирования исследуемой скважины в текущий момент разработки. Оно определяется если мы не грузим всю историю, а грузим лишь сам период исследования. Но transmega ты представь какие глаза будут у неподготовленного заказчика, когда ты ему говоришь, что у него там такое-то фиктивное пластовое давление. Вот и привязалось название интерполированное, хотя конечно правильно экстраполированное.
Есть еще средневзвешенное, которое если уж очень грубо подходить является средним между контурным в данный момент (фиктивным) и забойным при длительной работе скважины с постоянным дебитом в условиях, когда границы дренирования пласта скважиной достигнуты. оно используется при построении IPR и материального баланса. Однако в реальных условиях ГДИ границы мы не достигаем (ну за редким исключением), поэтому обычно при интерпретации ГДИ можно принять, что фиктивное равно средневзвешенному.

MironovEP 2082 12
Авг 13 #24

т.е. в обработках ИД для расчетов какое давление берется? рассчитанное в результате интерпретации КВД? или интерполированное с последней точки замера КВД. для газовых скважин величина кстати обычно практически одинаковая, но все же

kochichiro 943 13
Авг 13 #25

Вообще должно браться средневзвешенное, но по причинам о которых я уже говорил обычно берется значение из интерпретации квд, т.е. фиктивное или экстраполированное.

sniper 363 12
Авг 13 #26

Заказчик озадачен и думает уже несколько дней :))))
всех спасибо!

З.Ы. Когда заказчику в курилке начинаешь рассказывать про суть определенного Рпл и то, что у них идет в карты изобар - реакция действительно довольно таки комичная. 
Советую поэкспериментировать - все нормально, заказчик в хорошем расположении духа и тут, бац, такой нежданчик :)))

ИПшник 9 7
Дек 13 #27

Позвольте встрять новичку. Снайпер, если у вас при n=1 ИД не соответствует фактической (я про эмпирический метод), то течение у вас не ламинарное, то есть в любом случае у вас будет коэффициент В. Если он отрицательный, то либо Рзаб не стабилизировалось вместе с дебитами (хоть вы пишете, что не так), либо до пластового не восстановилось. За 6 лет практики ни разу не видел линейной фильтрации газа даже при малых дебитах. Когда получаю отрицательный в, всегда применяю параболическое вырав нивание прямой dP2/Q от Q методом наименьших квадратов, исключая "неправильные" точки ИД.

ИПшник 9 7
Дек 13 #28

Степень n не может быть больше 1. Вообще, на личном опыте установлено, что при абсолютно-свободном дебите больше 2 млн эмпирический метод не канает, завышает абс своб дебит в 2 раза и более. Тут всегда надо строить параболу.

sniper 363 12
Дек 13 #29

ИПшник пишет:
Снайпер, если у вас при n=1 ИД не соответствует фактической (я про эмпирический метод), то течение у вас не ламинарное, то есть в любом случае у вас будет коэффициент В. Если он отрицательный, то либо Рзаб не стабилизировалось вместе с дебитами (хоть вы пишете, что не так), либо до пластового не восстановилось. За 6 лет практики ни разу не видел линейной фильтрации газа даже при малых дебитах.

на каждой скважине этого месторождения этот интересный факт имеет место как ни странно - очень хорошо описывается одночленной формулой, а по поводу 
 
ИПшник пишет:
всегда применяю параболическое вырав нивание прямой dP2/Q от Q
 
прочитайте первый пост - там, где написано про изменяющиеся свойства :))) - не всегда однако это работает.

Go to top