Система «гди-эффект» для массовой обработки данных гдис (стр. 2 из 7)
Таб. 3.2. Пояснения к режимам исследований
| Режим исследования | Краткая характеристика режима исследования |
| КПдав | Кривая притока по жидкости (нефти и/или воде), замеренная по давлению (манометром). |
| КВДм.об | Кривая восстановления давления по жидкости (нефти и/или воде) в малом объеме вовлеченного флюида (обычно это при исследовании испытателем на трубах ИПТ или, что одно и то же КИИ). |
| КВДм.обг | Кривая восстановления давления по газу в малом объеме вовлеченного флюида (обычно это ИПТ или, что одно и то же, КИИ). |
| КПур | Кривая притока по жидкости (нефти и/или воде), замеренная по уровню (эхолотом или поплавком). |
| ИКp-q | Индикаторная кривая (или, что одно и то же, индикаторная линия ИЛ) по жидкости (нефти и/или воде) в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (дебит)- (давление). |
| ИКp/q | Индикаторная кривая по жидкости (нефти и/или воде) в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (давление/дебит)- (давление). |
| ИКp2-q2г | Индикаторная кривая по газу в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (дебит)2- (давление)2. |
| КВДб.об | Кривая восстановления давления по жидкости (нефти и/или воде) в большом объеме вовлеченного флюида (при закрытии фонтанирующей скважины). |
| КВДб.обг | Кривая восстановления давления по газу в большом объеме вовлеченного флюида (при закрытии фонтанирующей скважины). |
| КПД | Кривая падения давления по воде для нагнетательных скважин. |
| Давл-Гл | Кривая изменения давления в зависимости от глубины ствола скважины. |
4. МАРКИРОВКА ПРОГРАММ и МЕТОДИК (в том числе «С», «К» и «С+К»)
Разработчиками предусмотрена поставка двух вариантов системы «ГДИ-эффект»:
- вариант «С» – для стандартной обработки с выдачей заключения «С»,
- вариант «С+К» – для стандартной и комплексной обработки с выдачей заключения «С+К».
Примечание. Оба варианта поставки предусматривают наличие стандартной обработки. Разработчики не поставляют вариант без стандартной обработки. Дело в том, что наша стандартная обработка в системе «ГДИ-эффект» содержит средства для получения более достоверных результатов по сравнению с традиционной обработкой.
Под стандартной обработкой в варианте «С» понимается обработка Исполнителем (Сервисной компанией) отдельных видов исследований с выдачей заключения «С», которое содержит параметры ГДИ. Эти параметры рассчитываются традиционным способом без взаимной увязки их в интервале одного заезда на скважину и тем более без учета истории разработки исследуемого объекта. Заказчику представляются по разным видам исследований противоречивые параметры ГДИ. К таким заключениям Заказчик привык, считает это неизбежной издержкой гидродинамических исследований. Заказчик думает, что он не вправе требовать от Исполнителя (обычно это Сервисная компания) приведения результатов обработки к виду удобному для анализа, то есть к сопоставимым параметрам. Подчас, Заказчик (поскольку у него нет времени и программно-методических средств для детального анализа) выбирает из всех параметров ГДИ и разных видов исследования только максимальный дебит. Далее Заказчик оперирует этим текущим максимальным дебитом и полученными ранее дебитами по данной скважине. Как показывает комплексная обработка, такой анализ может привести к неверным выводам, поскольку дебиты разных времен не приведены к единым условиям.
Под стандартной и комплексной обработкой в варианте «С+К» понимается стандартная обработка в варианте «С», которая дополняется комплексной обработкой и в результате заказчику выдается заключение «С+К».
Заключение «С+К» содержит:
данные стандартной обработки,
результаты приведения этих данных к однотипным параметрам (к дебиту, продуктивности, депрессии, скин-фактору),
результаты приведения к сопоставимым условиям (то есть к фиксированным депрессиям).
5. ВОЗМОЖНОСТИ СИСТЕМЫ «ГДИ-эффект» в варианте «С»
Система «ГДИ-эффект» в варианте «С» предназначена для обработки и анализа различных режимов испытания и исследования нефтяных и газовых скважин в открытом стволе и в обсадке.
Ниже приведена общая схема ввода и анализа кривых давления и температуры, а также варианты обработки кривых давления.
Рис. 5.1. Перечень исходных данных и видов стандартной обработки
В рамках системы «ГДИ-эффект» имеется возможность импорта исходных данных из различных форматов (рис. 5.1). В системе можно выполнить стандартные виды анализа исходных данных и их обработки.
Система принимает данные в форматах LST (ИМС, КСА-А2/А5), DT (АЦМ-2), АЦМ-3, MTT (МТГ-25), PT и BIN (AMT-06,07), LAS, ASC, TXT и другие ASCII-форматы. При вводе данных имеется возможность вырезать интервал для обработки, сгладить его и изменить шаг оцифровки кривых (разредить отсчёты). Данные могут быть также скопированы через буфер обмена из любых программ (Excel, Access, Statistica) под Windows или введены вручную с бумажных носителей. Исходные данные могут быть в любых единицах измерения (технической, международной СИ, английской и т. п.), результаты обработки выдаются в одном из двух вариантах: в технических единицах или в СИ.
По результатам обработки отдельных объектов создаются текстовые заключения или Word-документы, включающие текст, таблицы и графики. Исходные данные и результаты обработки сохраняются в файловой базе данных и в любой момент могут быть востребованы для анализа или переобработки в любой из подсистем «ГДИ-эффект».
По результатам обработки всех объектов или скважин, размещенных в подкаталогах выбранного каталога, автоматически формируется сводная таблица с заданными пользователем колонками. Колонка может включать те или иные исходные данные и результаты обработки.
Система используется специалистами геофизических служб, НИПИ, ЦНИПР, геологических отделов и отделов разработки нефтегазовых компаний. Эта система нашла применение в 40 организациях (81 рабочих места). В том числе 6 организаций (10 рабочих мест) в варианте «С+К».
1. «Арктикморнефтегазразведка» Государственное унитарное предп-ие (г. Мурманск) -1,
2. «Арктикнефть» ЗАО (г. Мурманск) -1,
3. «Архангельскгеолдобыча» ОАО (г. Архангельск) -1,
4. «ВолгоУралНИПИгаз» ООО (г. Оренбург) -2,
5. «Геолбент» ООО (г. Губкинский) -3,
6. «ГИС-ГДИ-эффект» ООО (г. Москва) –3 (С+К),
7. Ижевский НТЦ филиала ОАО «СИДАНКО» (г. Ижевск) -1,
8. «Иркутская нефтяная компания» ООО (г. Иркутск) -1 (С+К),
9. «Коминефтегеофизика» ОАО (УКПГЭ, г. Ухта; УУГР г. Усинск) -3,
10. «КонсалтингОйлГео» ТОО (г. Актобе, Казахстан) -2,
11. «Красноярнефтегеофизика» ЗАО (г. Красный Яр) -2,
12. «Красноярское управление геофизических работ» ОАО (Когалым, п. Повх) -2,
13. «ЛУКОЙЛ - Пермь» ЗАО (г. Пермь - "Пермьтекс") -2,
14. «Нефтегазовая производственная экспедиция» ООО (г. Краснодар) –1 (С+К),
15. «НИПИ Каспиймунайгаз» АО (г. Атырау, Казахстан) -2,
16. «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» ОАО (г. Нижневартовск) -4,
17. «НК Красноленинскнефтегаз» ООО (г. Нягонь) -1,
18. «Норильскгазпром» ОАО (г. Норильск) -1,
19. Октябрьский филиал Уфимского гос. технического университета (г. Октябрьск) -1,
20. «Оренбурггеофизика» ООО (г. Оренбург) -1,
21. «Оренбургнефтегеофизика» ООО (г. Оренбург) –2 (С+К),
22. «Пермьнефтегеофизика» ОАО (г. Краснокамск) -1,
23. «ПермНИПИнефть» ООО (г. Пермь) -2,
24. «Пермский инженерно-технический центр Геофизика» ЗАО (г. Пермь) -1,
25. «Поморнефтегеофизика» ООО (г. Тверь) -1,
26. «Сазанкурак» ЗАО СП (г. Атырау, Казахстан) -5,
27. «Саратовнефтегеофизика» ОАО (г. Саратов) -1,
28. «СеверНИПИгаз» филиал ООО «ВНИИгаз» (г. Ухта) -2,
29. «Северная нефть» ОАО (г. Орел) -2,
30. «Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» ОАО (г. Ноябрьск) -2,
31. «Славнефть-Мегионнефтегазгеология» ОАО (г. Мегион) -2,
32. «Ставропольнефтегеофизика» АООТ (г. Будёновск) -1,
33. «Сургутнефтегеофизика» Трест (г. Сургут, Лянтор, Нижний Сортым) -5,
34. «СургутНИПИнефть» (г. Сугут) -1, 2 (С+К),
35. Тиманская геофизическая экспедиция ОАО «Татнефтегеофизика» -2,
36. «Тюменьпромгеофизика» ЗАО (г. Мегион) -2,
37. «Удмуртгеология» ОАО (г. Ижевск) -4,
38. «Ухтанефть» ОАО (г. Ухта) -1,
39. «Урайнефтегаз» ТПП, ЗАО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (г. Урай) -5,
40. «ЦГЭ» ОАО (г. Москва) –2 (С+К),
5.1. Обработка данных ИПТ («С»)
Обработка данных ИПТ (или, что одно и то же КИИ) включает следующие операции.
Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых с выделением участков притока и восстановления давления. Определение продолжительностей этих участков, гидростатического и пластового давления, максимальной репрессии и депрессии на пласт.
Расчёт текущего дебита по кривой притока (КП) с учётом негерметичности (для водяных, нефтяных, водонефтяных скважин с газовым фактором до 50 нм3/м3). При работе в открытом стволе с целью предотвращения аварий в скважине длительность КП ограничивается 20-30 минутами. В случае проведения КП в обсаженной скважине с фильтром (или перфорацией) это ограничение снимается.