Сomparative analysis between:

• the reservoir fluid deliverability (the ability of reservoir to produce or take-in the fluid) which is called Inflow Performance Relation (IPR)

and

• wellbore fluid deliverability (the ability of well  to lift up or lift down the fluid) and which is called Lift Curves (LC) (also called  Vertical Lift Performance (VLP) or Tubing Performance Relation (TPR) )

It is based on correlation between surface flowrate 

АПС – Анализ Производительности Скважины (в англоязычной литературе WFP =  Well Flow Performance) представляет собой анализ связи между пластовым давлением и свойствами пласта с профилем давления и дебита скважины вдоль ствола в процессе стационарной эксплуатации с целью подбора оптимального режима эксплуатации скважины.

В этом анализе, как правило, не рассматривают переходные процессы в стволе скважины и пластах, вызванные сменой режима ее экслуатации, которые относят к области ГДИ.

Предполагается, что после смены режима прошло достаточно времени и скважина вышла на стационарный режим эксплуатации.

Главным признаком стационарной эксплуатации является стабилизация продуктивности скважины, которую на практике сложно отслеживать на оперативной основе. 

Важно учитывать, что постоянство дебита скважины не является однозначный признаком стационарного режима.

Скважина с постоянным дебитом может находиться в переходном режиме, когда перепад между   пластовым и забойным давлением продолжают меняться, а вслед за ними и продуктивностью скважины продолжает меняться и стандартный аппарат АПС будет не эффективен для анализа оптимального режима эксплуатации скважины.

Если скважина работает в режиме истощения (в ГДИ литературе PSS), то при достижении стационарного режима эксплуатации с постоянной продуктивностью, пластовое и забойное давление будут медленно меняться во времени, при постоянной депрессии и дебите скважины. 

Если скважина работает в режиме поддержания давления (в ГДИ литературе SS), то при достижении стационарного режима эксплуатации с постоянной продуктивностью,  пластовое давление, забойное давление, депрессия и дебит скважины будут постоянными во времени. 

Важно учитыват, что в ГДИ литературе стационарным признается только один режим работы скважины – SS так как только в этом режиме соблюдает условие постоянства дебита и забойного давления во времени.

А режим PSS считается псевдо-стационарным, так как забойное давление меняется во времени, а постоянным остается только дебит и продуктивность.

Тем не менее, с точки зрения гидравлических процессов в стволе скважины, динамика забойного и пластового давлений в режиме PSS  является очень медленной и  может приниматься постоянной. Поэтому в АПС оба режима SS и PSS относят к классу стационарной эксплуатации скважины.

На практике, стационарность режима принимается достигнутой по истечении известного времени релаксации, установленного на основе опыта эксплуатации данного типа скважины и пластов. Хотя в случае наличия особенностей конструкции и характера вскрытия прибойной зоны отдельных скважин, а также для многопластовых залежей с контрастными пластовыми давлениями по пластам этот подход может привесит к недооценки времени стабилизации продуктивности. 

Традиционно, АПС осуществляется путем сопоставления а одном графике двух моделей: Индикаторной Кривой Скважины (ИКС) и Кривой Вертикального Лифта (КВЛ).

...

IPR – Inflow Performance Relationship

ИКС – Индикаторная кривая скважины (в англоязычной литературе IPR = Inflow Performance Relationship) представляет собой связь между забойным давлением 

p_{wf} = p_{wf}(q)

которая в общем случае является нелинейной.

...

На практике удобно вести в рассмотрение понятие продуктивности скважины 

...

J_s(q_{\rm liq}) = \frac{q_{\rm liq}}{p_R-p_{wf}}

Application

...

• Setting up the required production or injection regime for each well upon the current formation pressure, reservoir saturation and production target specified by FDP 
  
  
• Generating Lift Curves (LC) tables as input for Reservoir Flow Modelling (RFM)
  
  

Technology

...

Most reservoir engineers exploit material balance thinking which is based on long-term well-by-well surface flowrate targets  (whether producers or injectors).

In practice, the flowrate targets are closely related to bottomhole pressure and associated limitations and require a specialised analysis to set up the optimal lifting (completion, pump, chocke) parameters. 

This is primary domain of WFP analysis.

WFP is performed on stabilised wellbore and reservoir flow and does not cover transient behaviour which is one of the primary subjects of Well Testing domain.

The conventional WFP – Well Performance Analysis is perfomed as the 

• Inflow Performance Relation (IPR) – responsible for reservoir deliverability (see below)
  
  

• Lift Curves (LC) – responsible for well deliverability  (see below )

Anchor
JP JP

The intersection of IPR and Lift Curves represent the Stabilised wellbore flow (see Fig. 1)

Given a tubing head pressure 

Workflow

...

1. Check the current production rate against the production target from FDP
   
   
2. If the diffference is big enough to justify the cost of production optimization (see point 8 below) then proceed to the step 3 below
   
   
3. Assess formation pressure based on well tests
   
   
4. Simulate IPR / LC based on the current WOR/GOR
   
   
5. Calculate the stabilized flow bottom-hole pressure
   
   
6. Gather the current bottom-hole pressure

   LaTeX Math Inline
   body p_{wf}

   
   
   
7. Check up the calculation aganst the actual 

   LaTeX Math Inline
   body p_{wf}

   
   
   
8. Recommend the production optimisation activities to adjust bottom-hole pressure 

   LaTeX Math Inline
   body p_{wf}

   :
   
   
   • adjusting the choke at surface
     
     
   • adjusting the pump settings from surface 
     
     
   • changing the pump depth
     
     
   • changing the tubing size
     
     
   • changing the pump
     
     

The above workflow is very simplistic and assumes single-layer formation with no cross-flow complications.

In practise, the WFP analysis is often very tentative and production technologists spend some time experimenting with well regimes on well-by-well basis. 

See Also

...

Petroleum Industry / Upstream / Production / Subsurface Production / Well & Reservoir Management

Subsurface E&P Disciplines / Production Technology 

[ WFP – Water Injector ]

[ Inflow Performance Relation (IPR) ] [ Lift Curves (LC) ]

Anchor
WFP WFP

References

...

Joe Dunn Clegg, Petroleum Engineering Handbook, Vol. IV – Production Operations Engineering, SPE, 2007

Michael Golan, Curtis H. Whitson, Well Performance, Tapir Edition, 1996

William Lyons, Working Guide to Petroleum and Natural Gas production Engineering, Elsevier Inc., First Edition, 2010

Shlumberge, Well Performance Manual

для нефтяной добывающей скважины, где

...

J_s(q_g) = \frac{q_g}{p_R-p_{wf}}

для газовой добывающей скважины

...

J_s(q_g) = \frac{q_g}{p_{wf}-p_R}

для газовой нагнетательной скважины

...

J_s(q_w) = \frac{q_w}{p_R-p_{wf}}

для водяной нагнетательной скважины

где

...

...

...

Опираясь на эти определения ИКС может быть записаана в универсальном вид для всех типов скважин:

p_{wf} = p_R - \frac{q}{J_s(q)}

При этом в кажом конкретном случае выбирается правильный знак второго слагаемого и правильный смысл дебита 

...

...

...

...

...

...

ИКС активно используется для анализа оптимального режима работы скважины.

Для однопластовой залежи со слабосжимаемым флюидом продуктивность не зависит от дебита  

...

...

Это характерно для водозаборных скважин, водонагнетательных скважин и нефтяных скважин выше давления насыщения.

Для газовых скважин, газоконденсатных скважин, скважин с легкой нефтью, а также нефтяных скважин, где давление опустилось ниже давления насыщения

...

...

Fig.2. IPR for compressible fluid production (gas, light oil, saturated oil)

...

VLP – Vertical Lift Performance

КВЛ активно используется для анализа оптимального режима работы скважины.

...

...

...

WFP – Well Flow Performance Analysis

...

...

...