Добрый день ,коллеги.
На форуме неоднократно обсуждались вопросы моделирования PVT для ГГДМ. Однозначная рекомендация специалистов - использовать результаты многоступенчатой сепарации. В настоящее время я анализирую результаты PVT-отчетов с целью построения модели блэк-ойл и использованию ее в интегрированной модели (IPM). Возникло несколько вопросов:
1. Если многоступенчатое разгазирование - средний процесс между дифф и однократным - почему по нему минимальные параметры по газонасыщению.
2. Какой тип разгазирования корректнее использовать для моделирования скважин - ведь газосодержание на приеме ЭЦН - важный параметр.
3. В большинстве отчетов по дифразгазированию кривая ниже давления насыщения выпукла вверх (пример на картинке). Ни одна из корреляций такие данные заматчить не может. В ГГДМ зависимость занесена в таблице для одной температуры. А для скважины-то необходимо для разных моделировать. Не очень хочется возиться с полноценной PVT-моделью
| Вложение | Размер |
|---|---|
 Пример результатов диф.разгазирования | 15.42 КБ |
Добрый день!
В ГДМ с блэк ойл должны использоваться результаты дифф разгазирования с поправкой на сепарацию.
Многоступенчатое разгазирование - это не "средний" процесс - каждый из экспериментов отражает свой процесс. В дифф разгазировании постоянная температура, в многоступенчатой сепарации - разная.
В скважине происходит и изменение температуры и изменение давления. В контексте блэк ойл, если не пренебрегать изменением температуры, результаты ни одиного из экспериментов не подходят для условий скважины.
Корреляции работают на тех флюидах, свойства которых укладываются в пределы применения корреляций.
Нельзя сложные процессы без потерь заменить одной простой моделью.
Это понятно.
Известно, что при интегрированном моделированию во всех моделях-компонентах должна использоваться одна и та же PVT модель.
Вопрос в том, какие из имеющихся данных корректнее использовать, чтобы корректно спрогнозировать условия и пласта, и скважины.
Для этого кейса вопрос не так важен (с формой кривой разобрался, откопав давнюю дискуссию на формуме, нефть сильно недонасыщенна, поэтому и результаты такие).
Но если будет высокий газовый фактор - как совместить данные дифференциального разгазирования со ступенчатой сепарацией, может быть есть какие-то зарубежные примеры?
Это не так очевидно. Состав флюида, можно сказать, один - в пласте и по пути от забоя (если не ретроградный конденсат). А вот уравнения состояния могут быть различны для различных диапазонов Р, Т (может случиться, что одно уравнение не применимо на весь диапазон, и тем более, одно семейство корреляций). Надо уточнить, что понимается под "одной и той же PVT моделью".
Как минимум необходимость неразравности между выбранными моделями, чтобы газовый фактор не прыгал на забое или на устье скважины.
Если при этом использовать разные корреляции, то в каком софте генерировать окончательную PVT-таблицу?
Можно вопрос не совсем по теме: зачем моделировать и скважину и резервуар в случае ЭЦН? Ведь вроде как хороший дизайн ЭЦНок может выдавать требуемый дебит и давление на забое и выкиде.
Как вы правильно пишете - состав один, если предположим, что нет других притоков, но он может быть в разных фазовых состояниях - не обязательно однофазным.
Но вот что уравнение состояния может "не работать" в таком случае для различных диапазов PT - это крайне спорно. Нельзя уравнение состояния ставить в один ряд с корреляциями. Предиктивность уравнения состояния значительно выше, если не перестараться с настройкой.
И как коллега отмечает - одна PVT модель при интегрированном моделировании - эта возможность существует как раз благодаря уравнению состояния и его применимости для широкого диапазона PT. И по этой же причине, его невозможно заменить блэк ойл таблицами.
Спасибо за комментарии. Я высказал тот спорный момент с оговоркой "может случиться, что ..." - - то есть, предиктивность изотермического процесса по УС по сравнению с корреляциями для меня не вызывает сомнения (мы ведь на изотермическом эксперименте в основном и работаем при настройке, немного разбавляя отдельными точками Р и Т сепарации). Я скорее сомневаюсь в работоспособности УС для очень широкого диапазона температур от пластовой до сепарации (исходя из общего посыла "об отсутствии универсального УС для разных целей"). Если это не так - буду благодарен за ссылки на источники (так, чтобы исследование было бы поконкретнее, чем просто известная фамилия или большая настольная книга).
Хороший дизайн - вещь очень расплавчатая. Прогнозировать добычу в оперативном режиме приходится не на основе хорошего дизайна, а на основе того, что есть. Под моделью резервуара не обязательно при этом понимать ГГДМ. Но PVT-модель нужна в любом случае.
А вот для долгосрочного прогнозирования - вопрос действительно интересный. Руководству понравилась идея интегрировать все и вся... Да и строить интегрированную модель пласт - система сбора без скважин довольно проблематично.
Единственная задача, не решаемая в таком случае - отдаление перевода на мехотбор скважин с учетом совместной работы фонтанов и ЭЦН.
Что-то потерялась нить обсуждения, каждый о своем. Мой совет прежде чем что-то моделировать надо представлять конечную задачу эта модель должна решать. Любая модель это приближение реальности и с точки зрения практичности идеальная модель это самая простая модель которая достаточна для принятия решений на ее основе. Плюс всегда надо иметь ввиду не только модель, но и данные которые туда идут. Нет смысла делать точность модели больше точности данных, если мы не говорим о так называемых концептуальных моделях.
Теперь если это переложить на ваш случай. Для пласта у вас разницы между разной сепарацией не будет до режима истощения. После начала режима истощения точность модели обычно вылетает в трубу, и то ли ваш ГФ 100 или 150 построенные по разным экспериментам становится не важно, хотя методически, конечно, одни эксперементы лучше отражают физику чем другие.
По поводу мех добычи тем более. Пытаться это моделировать для гидродинамической модели пустая трата времени. Делайте такое моделирование отдельно на опорных cases и их результаты уже в модель. Я уже не говорю что точность общих мультифазных корреляций намного меньше от погрешности вашей PVT модели основанной на корреляциях. Я понимаю на offshore иногда люди заморачиваются с интегрированным моделированием, но там решаются специальные задачи. Хотя и там это чаще всего для красивой картинки.