Как по КВД определить текущее пластовое давлени?

Последнее сообщение
frgs 52 14
Фев 12

Коллеги, подскажите как по КВД определить текущее пластовое давление? В книге Эрлагера предлагаетсся по графику Хорнера или МДХ экстраполировать и находить кажущееся давление, а потом делать поправку. Не могу понять, как это сделать в Сапфире без доп. расчетов. Помогите плз...

viv1981 95 13
Май 12 #51

transmega пишет:

viv1981 пишет:

С уровнями будьте поаккуратней, там такого можно нарисовать... иногда пытаются по уровням ФЕС пласта получать... ну не правильно это, на стадии перевода уровней в давления закладывается такая ошибка, что на выходе какие данные вам (заказчику) нужны, те вы и получите:)

по Дейку, не допускается пересчет уровней на забойное, если %обводненности ниже 80, и присутствует высокий газовый фактор. Это мы знаем!

ну а за пример спасибо большое, сижу удивляюсь: а) вашему подходу б) какой геолог дал вам 100 часов на восстановление в) какая малозашумленная производная log-log. Увидели бы вы наши производные... :)

У меня по некоторым скважинам и поболее 100 часов заложено на КВД:)) Плюс преимущество установки Permanent downhole gauges в том, что любая вынужденная остановка скважины даст нам "бесплатную" КВД.

Все приведенные примеры это синтетические кривые, поэтому такие ровные и гладкие, в жизни конечно не получается так:((

Но с вашими манометрами явно что-то не то:)) Характеристики можете привести? 

viv1981 95 13
Май 12 #52

pevgen]</p> <p>[quote=Инженер пишет:

transmega пишет:

в Сапфире есть этот Ларсен? в какой вкладке?

В Сапфире его нет.

 

viv1981 пишет:

P.S. не знал, что Сапфир на русском бывает, а справка тоже на русском?

 Есть уроки и книжка, мануал только на английском.

Кстати, есть ли в природе новая книженца от Карра на русском, а то у меня только на английском.

 

О, а можно книжку и уроки залить куда-нибудь? На русском которые. 

 

transmega 266 11
Май 12 #53

viv1981 пишет:

Но с вашими манометрами явно что-то не то:)) Характеристики можете привести? 

PPS-25 нормальный манометр, канадский. Это просто на забое нефть разгазируется, вот и скачки. Вопрос был не про вид производной, а можно ли ТАК ложить (не по Бурде)

helgibh 64 10
Май 12 #54

Хороший пример, Viv1981. Но это 1 скважина в замкнутой области, тут решение есть, не спорю (я писал об этом несколько раз выше). Но я-то говорил не об исключениях, а о тех ситуациях, которые чаще всего встречаются на практике - разбуренное месторождение, нагнетательные и добывающие скважины в окружении нашей супер-скважины, по которой все известно. Как быть в такой ситуации, как посчитать правильно Рпл? И что вообще считать пластовым давлением в такой ситуации? Есть мнение, что Рпл это среднее давление в зоне дренирования на момент остановки скважины на КВД. Допустим так, но тогда как его найти? Мне этот вопрос интересен именно с теоретической точки зрения (доказательство численным моделированием пойдет). С практической я бы взял последнюю точку и не парился.

Инженер, да, я знаю, что Ларсен не идеален, но хоть что-то движется, о чем-то думают, пытаются разбирать методы и применять. Раньше брали Р* и без зазрения совести говорили, что это и есть Рпл, что в ряде случаев приводило к грубейшим ошибкам

transmega 266 11
Май 12 #55

viv1981 пишет:

О, а можно книжку и уроки залить куда-нибудь? На русском которые. 

ссылка kochichiro, спасибо ему

http://www.4shared.com/office/RYFA_9rE/Kappa_-___.htm

RomanK. 2177 14
Май 12 #56

Сразу скажу, ГДИ не занимаюсь. У меня есть такие бытовые что-ли измышления.

1. То что ГДИшники выдают за пластовое давление (конечная точка востановления забойного, либо экстраполированная каким либо методом) не имеет отношения к "давлению определяющему приток". Эта цифра есть давление наблюдаемое в скважине при снятии депрессионной нагрузки (отсутствию работы скважины). Например, при дебите 40т/сут, рабочее пластовое давление равно 120 атм. При остановке скважины, пластовое давление в статике востанавливается до 140 атм. Если взять за основу определенное статическое давление 140 атм и расчитать приток получим завышенную цифру.

По этой причине, истинное рабочее пластовое давление, необходимое для расчёта или оценки дебита, численно на КВД появляется по времени намного раньше (несколько часов) чем за время полного восстановления давления (несколько дней). Величина конечного, статического давления практически не представляет интересна и запросы ГДИшников на длительные КВД это не нужды разработки это вещь в себе.

По этойже причине вопрос "что брать за пластовое давление" это не очень интересный вопрос - всё будет не то.

Кажется это связано с тем, что в формуле неустановившегося режима не фигурирует "пластовое давления", а "перепад давления" из которого, по доброте душевной принимая пластовое давление постоянным во времени (то есть отрывая понятие давления от отбора, какбы давление само по себе живёт, а дебит он сам по себе образовывается) оно и определяется.

2. За манометр скажу. Очевидно, что исследования на неустановившемся режиме имеют место быть только при неустановившемся режиме, ежели режим установился, то какие там к чертям методы обработки? На рисунке хорошо видно, что забойное давление установилось, и далее производная прыгает возле нуля не потому что скорость роста давления постоянна, а потому что скорость роста равна нулю (и там и там производная одинаковая). Но только при постоянном забойном давлении речь идёт об установившемся режиме (при дебите ноль конечно же). Поэтому вашу запись забойного, я осмелюсь предположить, следует обрезать по времени и не выдавать флуктуации замера постоянного давления за изменения. Кончился переходный режим.

3. По той же причине конечного времени существования переходного режима нет необходимости учитывать изменения в дебитах за время более чем время бушевания упругости. Необходимости в длительно задаваемой истории работы скважины до исследования нет никаких.

4. По понятию пластовое давление. В паре добывающая-нагнетательная скважина давление на контуре есть забойное давление нагнетательной скважины. По той простой причине, что пластовое давление есть аналог напряжения - надо искать точку самого высокого давления. В нашем случае источник давления (шина напряжения или по проще, элемент питания, или ещё проще батарейка) есть сама нагнетательная скважина.

Однако, трудность прямого использования забойного давления нагнетательной скважины в том, что от добывающей до нагнетательной проходит три зоны - зона радиальной фильтрации добывающей скважины, зона плоско-параллельного движения между скважинами и опять радиальной фильтрации нагнетательной скважины. Если знать точно, как меняются фильтрационные сопротивление внутри каждой зоны совершенно не важно на каком расстоянии от скважин проводить замер давления. Однако инструментально мы не может позволить себе иметь запись давления на любом расстоянии от скважины.

Всё что есть, это запись востановленного забойного давления, которое мы отожествляем с некоторым расстоянием от скважины и предполагая что это расстояние находится внутри понятной нам зоны фильтрации определяем параметры. Такое давление называем "пластовым", то есть это давление где-то в пласте. Если бы мы умели замерять давление на фиксированном расстоянии от скважины (например 10-20 метров), то и это давление было бы "пластовым". Оно всё пластовое, знать бы на каком расстоянии.

 

viv1981 95 13
Май 12 #57

helgibh пишет:

Хороший пример, Viv1981. Но это 1 скважина в замкнутой области, тут решение есть, не спорю (я писал об этом несколько раз выше). Но я-то говорил не об исключениях, а о тех ситуациях, которые чаще всего встречаются на практике - разбуренное месторождение, нагнетательные и добывающие скважины в окружении нашей супер-скважины, по которой все известно. Как быть в такой ситуации, как посчитать правильно Рпл? И что вообще считать пластовым давлением в такой ситуации? Есть мнение, что Рпл это среднее давление в зоне дренирования на момент остановки скважины на КВД. Допустим так, но тогда как его найти? Мне этот вопрос интересен именно с теоретической точки зрения (доказательство численным моделированием пойдет). С практической я бы взял последнюю точку и не парился.

Инженер, да, я знаю, что Ларсен не идеален, но хоть что-то движется, о чем-то думают, пытаются разбирать методы и применять. Раньше брали Р* и без зазрения совести говорили, что это и есть Рпл, что в ряде случаев приводило к грубейшим ошибкам

Тогда действительно нужно определиться, что называть пластовым давлением, давление в какой точке нашего резервуара? а потом уже находить его с точки зрения гидродинамики. Для короткого времени отбора я беру Pi, P*, для длительных P average. 

 

viv1981 95 13
Май 12 #58

transmega пишет:

viv1981 пишет:

О, а можно книжку и уроки залить куда-нибудь? На русском которые. 

ссылка kochichiro, спасибо ему

http://www.4shared.com/office/RYFA_9rE/Kappa_-___.htm

Спасибо!

viv1981 95 13
Май 12 #59

transmega пишет:

viv1981 пишет:

Но с вашими манометрами явно что-то не то:)) Характеристики можете привести? 

PPS-25 нормальный манометр, канадский. Это просто на забое нефть разгазируется, вот и скачки. Вопрос был не про вид производной, а можно ли ТАК ложить (не по Бурде)

Я правильно понял, ваши замеры производятся при давлении ниже давления насыщения?

Нельзя.

transmega 266 11
Май 12 #60

viv1981 пишет:

Я правильно понял, ваши замеры производятся при давлении ниже давления насыщения?

Нельзя.

знаем. много чего нельзя, а заказчик требует и деньги платит. Тупой - пусть платит.

Насчет облака точек производной скорее всего RomanK прав:

1) скважина уже давным-давно вышла на радиальность (проницаемость ого-го какая, ей надо час всего, чтобы выйти оказывается)

2) дрейф манометра (где почитать и как предотвращать - не знаю)

viv1981 пишет:

Для короткого времени отбора я беру Pi, P*, для длительных P average. Я правильно понял, ваши замеры производятся при давлении ниже давления насыщения?

подскажите, как подсчитать это Paverage в Сапфире?

вот  тут что-ли? но у меня пишет - "не применяется"

helgibh 64 10
Май 12 #61

RomanK, что такое "давление, определяющее приток"? По первому пункту - если Pпл=140атм, то у нас получается завышенный дебит. Я правильно понимаю, что имеется в виду дебит, определяемый по формуле Q=PI(Pпл-Pзаб)? Тогда вопрос такой: завышенный дебит получается при подстановке какого PI? Откуда его берем, с какого исследования?

По поводу пункта 2 - Выше приведены теоретические расчеты, там тоже "хорошо видно, что давление установилось", однако график на log-log plot имеет обычный вид, характерный для неустановившегося режима, и параметры пласта на основе этого графика диагностированы верно (те, которые и были заданы). Оси в пане не подписаны, с чего Вы решили, что возле 0 прыгает производная?

RomanK. 2177 14
Май 12 #62

PI - это коэффициент продуктивности при установившимся режиме. Следовательно или с исследований на установившихся режимах, либо пересчетом с kh/mu. Я понимаю вы клоните к тому, что кривое пластовое давление по КВД может быть скомпенсировано кривым коэффициентом продуктивности? Охотно верю.

По осям, действительно не подписано. Верхняя красная линия мне видится линейной. Косвенно по скачкам производной в конце - прыгают на одинаковые, полочные значения, что-то вида 150.00 150.01 150.00 150.01 149.99, видимо это знакопеременные скачки производной (а может и нет, кто знает). Дискретность прыжков намекает на малые изменения замеряемого значения. Опять же косвенно - проницаемость 15D. Ожидается быстрое востановление давления.

На этом и основываюсь как не специалист.

 

transmega 266 11
Май 12 #63

RomanK. пишет:

На этом и основываюсь как не специалист.

чудеса дедукции!

viv1981 95 13
Май 12 #64

Не верю я, что давление восстановилось, до такого состояния, что производная так прыгает. Вот вам пример симуляции записи гейджа с разрешением 5psia, drift 2.4E-5 day^(-1)

transmega 266 11
Май 12 #65

поменяйте настройки точек сапфира. ничего не видно. Вы имеете ввиду мой пример Pansystem?

вот полулог (исходник) и декарты после обрезки. убеждаемся, что надо обрезать было.

 

Расскажите лучше, куда нажимать, чтобы Pavg подсчитать правильно:))

 

transmega 266 11
Май 12 #66

ой, полулог не то вставил. ну и ладно. в любом случае видно, что скважина давным-давно восстановилась

Инженер 174 13
Май 12 #67

RomanK. пишет:

4. По понятию пластовое давление. В паре добывающая-нагнетательная скважина давление на контуре есть забойное давление нагнетательной скважины. По той простой причине, что пластовое давление есть аналог напряжения - надо искать точку самого высокого давления. В нашем случае источник давления (шина напряжения или по проще, элемент питания, или ещё проще батарейка) есть сама нагнетательная скважина.

 

Да ладно, что такое Рзаб? это давление в точке (скважина - материальная точка), разве это давление на контуре? Какой-то странный контур состоящий из одной точки получается...

helgibh 64 10
Май 12 #68
transmega, зачем резать график-то? Я вот не вижу, что восстановилось до константы по вашему log-log плоту. Как была полка с самого начала, на том же уровне она и в конце. На случайные точки-выбросы внизу обращать внимание не обязательно, они и в начале исследования есть
RomanK. 2177 14
Май 12 #69

На ось давления обратите внимание - от 156.951 до 156.975. Разве не востановилось? Думаете ещё выдерживать неделю?

По вашему примеру я согласен - в описаном выше случае высокая проницаемость и визуально линия (без учёта масштаба конечно) позволило сделать предположение. Например, если бы я увидел сначала ваш рисунок с безусловно постоянной скоростью востановления и не подумал бы.

Инженер, вам слово контур нравится? Размышляйте общно - линия ВНК это источник питания. Нагнетание это источник питания. Можно всю законтурную область питания сосредоточить в точке, ежели хочеться. Выделяя добывающую скважину из общей системы, любая линия (контур) вокруг скважины есть источник питания. Принимая, что мы знаем радус до этого контура (котрый кстате просто некоторый радиус без уточнения в пространстве) и давление (напряжение) на нём мы определяемся с параметрами контура. Контур есть абстракция.

pevgen 446 12
Май 12 #70

transmega пишет:

pevgen пишет:

Что касается определния пластовго давления, то мое мнение очень простое - это давление на границе зоны дренирования скважины. С этим можно соглашаться или не соглашаться, но именно это давление будет определять приток.

можно вопрос? что здесь является зоной дренирования - область Pi1 или Pi2?

Ну давайте рассмотрим систему из двух скважин, раз уж вы ее нарисовали.

Итак, приток в первую скважину равен:

Q1=kh/mu*(Ppl-Pzab1)/(Ln(Re1/rw1)+S1)

Приток во вторую скважину:

Q2=kh/mu*(Ppl-Pzab2)/(Ln(Re2/rw2)+S2)

Принимая за пластовое давление на контуре питания, который является общим для двух скважин, получается что на вашем рисунке пластовое будет - точка экстремума профиля давления.

RomanK. 2177 14
Май 12 #71

pevgen пишет:

transmega пишет:

pevgen пишет:

Что касается определния пластовго давления, то мое мнение очень простое - это давление на границе зоны дренирования скважины. С этим можно соглашаться или не соглашаться, но именно это давление будет определять приток.

можно вопрос? что здесь является зоной дренирования - область Pi1 или Pi2?

Ну давайте рассмотрим систему из двух скважин, раз уж вы ее нарисовали.

Итак, приток в первую скважину равен:

Q1=kh/mu*(Ppl-Pzab1)/(Ln(Re1/rw1)+S1)

Приток во вторую скважину:

Q2=kh/mu*(Ppl-Pzab2)/(Ln(Re2/rw2)+S2)

Принимая за пластовое давление на контуре питания, который является общим для двух скважин, получается что на вашем рисунке пластовое будет - точка экстремума профиля давления.

Действительно, источником притока будет максимальная точка по давлению. Хотя из приведенного уравнения нет нужды брать именно максимальное давление. Достаточно определить значение давления на некотором расстоянии от скважины. Остается вопрос - а можем ли мы его определить?

Спасибо коллеге за рисунок, как нельзя кстати.

Максимальное давление (которое вроде как нас интересует) соответствует точке P1 (сдвинем для ясности в максимум). При проведениии исследования в скважине 2, воронка депрессии постепенно исчезнет, что приведет к востановлению забойного давления. Конечная точка будет близка к точке P2. Из рисунка понятно, что величина P1 будет отмечена на КВД намного раньше чем величина P2. Также из рисунка ясно что знание P2 есть фикция - это значение мы не можем подставить в приведенную формулу.

Этот пример можно увидеть в книге 68 года, Анализ разработки нефтяных месторождений. Я его пересказал, так как пример показателен и интересен.

У нас же, у простых гидродинамиков, нет такой роскоши как пластовое давление и коэффициента продуктивности.

 

helgibh 64 10
Май 12 #72

RomanK. пишет:

pevgen пишет:

transmega пишет:

pevgen пишет:

Что касается определния пластовго давления, то мое мнение очень простое - это давление на границе зоны дренирования скважины. С этим можно соглашаться или не соглашаться, но именно это давление будет определять приток.

можно вопрос? что здесь является зоной дренирования - область Pi1 или Pi2?

Ну давайте рассмотрим систему из двух скважин, раз уж вы ее нарисовали.

Итак, приток в первую скважину равен:

Q1=kh/mu*(Ppl-Pzab1)/(Ln(Re1/rw1)+S1)

Приток во вторую скважину:

Q2=kh/mu*(Ppl-Pzab2)/(Ln(Re2/rw2)+S2)

Принимая за пластовое давление на контуре питания, который является общим для двух скважин, получается что на вашем рисунке пластовое будет - точка экстремума профиля давления.

Действительно, источником притока будет максимальная точка по давлению. Хотя из приведенного уравнения нет нужды брать именно максимальное давление. Достаточно определить значение давления на некотором расстоянии от скважины. Остается вопрос - а можем ли мы его определить?

Спасибо коллеге за рисунок, как нельзя кстати.

Максимальное давление (которое вроде как нас интересует) соответствует точке P1 (сдвинем для ясности в максимум). При проведениии исследования в скважине 2, воронка депрессии постепенно исчезнет, что приведет к востановлению забойного давления. Конечная точка будет близка к точке P2. Из рисунка понятно, что величина P1 будет отмечена на КВД намного раньше чем величина P2. Также из рисунка ясно что знание P2 есть фикция - это значение мы не можем подставить в приведенную формулу.

Этот пример можно увидеть в книге 68 года, Анализ разработки нефтяных месторождений. Я его пересказал, так как пример показателен и интересен.

У нас же, у простых гидродинамиков, нет такой роскоши как пластовое давление и коэффициента продуктивности.

 

Софизм грамотный, шутку оценил насчет восстановления давления в скважине до P2.

Странник 145 9
Июн 12 #73

По поводу пластового давления. Давление Pi (Pinitial), которое рассчитывает Saphir - это начальное давление в невозмущенном пласте. Использовать его можно только в том случае, если скважина у вас отработала недолго (не более месяца). Если скважина работает долго, то при расчете пластового давления надо учитывать зону дренирования. Проще всего в Saphir добавить круговую границу с постоянным давлением, расстояние до которой равно радиусу зоны дренирования (по умолчанию - половина расстояния между скважинами). Так можно получить давление на контуре питания/границе зоны дренирования. В этом случае обычно наблюдаться хорошее совмещение фактического и расчетного коэффициентов продуктивности. Есть и другой способ, задать предысторию дебитов покороче, что-то вроде продолжительности 3-5-10 периодов КВД. Путь опасный, т.к. в некоторых случаях может привести к искажению диагностического графика. Paverage - средневзвешенное давление в заданной области дренирования, что-то вроде средней температуры по больнице. По мне так абсолютно бесполезная вещь.

transmega 266 11
Июн 12 #74

Странник пишет:

Проще всего в Saphir добавить круговую границу с постоянным давлением, расстояние до которой равно радиусу зоны дренирования (по умолчанию - половина расстояния между скважинами). Так можно получить давление на контуре питания/границе зоны дренирования. В этом случае обычно наблюдаться хорошее совмещение фактического и расчетного коэффициентов продуктивности.

Странник пишет:

Есть и другой способ, задать предысторию дебитов покороче, что-то вроде продолжительности 3-5-10 периодов КВД.

почитал и захотелось на курсы к Каппе. А то каждый из нас мурыжит софт как хочет и не краснеет

Странник 145 9
Июн 12 #75

transmega пишет:

почитал и захотелось на курсы к Каппе. А то каждый из нас мурыжит софт как хочет и не краснеет

У них тот же подход ))) 

Впрочем, любые курсы не помешают, лишь бы не одна теория (а чаще всего так и бывает). 

Странник 145 9
Июн 12 #76

По идее, для начала нужно знать площадь дренирования исследуемой скважины (например, из Топаза), а уж затем переходить к расчету пластового давления. У нас пластовое давление чаще всего проверяется по карте изобар: если нет выбивающихся значений между соседними скважинами (особенно между добывающими и нагнетательными), то все нормально.

Страницы

Go to top