Окт 07
Народ, SOS!
Кто-нибудь толком понимает в методах создания таблиц при экспорте таблиц свойств нефти в PVTi?
Там пять методов, про которые немного написано в техническом описании. Но я так и не могу решить какой из методов надо использовать для связки PVTO&PVDG.
Опубликовано
15 Окт 2007
Активность
26
ответов
14897
просмотров
5
участников
0
Рейтинг
Непонятен результат выгрузки.
1.Берем Report от DL
2.Выгружаем таблицы одним из методов с использованием того же DL
3.Сравниваем таблицы и Report и не находим ничего общего!
Отсюда и вытекает вопрос. Уравнение настраивали-настраивали, чтобы получить схождение с экспериментом - получили один набор данных. После выгрузки третий (или еще +4 в зависимости от метода). И что тогда считать нашими смоделированными свойствами? Если то, что в PVTi в Report'ах идет, то тогда, что за цифры идут в модель в виде таблиц?
Есть хто-нить живой то? ...
Неужели никто не разу с этим не сталкивался?
Судя по просмотрам как минимум призраки заглядывали в эту тему
Ну хорошо! Отзовитесь хоть кто-нибудь у кого есть опыт работы в PVTi или других EOS пакетах.
Eugene
Ответ можно получить на правильно поставленный вопрос
А так не понятно в чем проблема ("Доктор у меня болит. Что болит?. Все болит.")
Что не совпадает? какие параметры? при каких условия?
Почему бы не привести здесь отчет и таблицу?
Это верно. Но, стоит отметить, что опытный врач способен найти ответ, если случай был в практике. Симптомы я описывал выше и их достаточно чтобы увидеть о чем речь.
Но если досконально, то в live oil таблицы (PVTO) пишутся Bo, Rs и Visc в зависимости от давления (при постоянной температуре)
Каждый из методов создания таблиц дает свой результат, при условии что не меняются условия сепарации и используется один и то же эксперимент по дифф. разгазированию.
На основании чего выбирать метод?
P.S. Данные пока предоставить не могу...
Я "врач" в этих делах не опытный, да и с PVTi работал не всю жизнь ;-)
Просто у меня не было таких проблем, а может уже забыл о таких.
то в live oil таблицы (PVTO) пишутся Bo, Rs и Visc в зависимости от давления (при постоянной температуре)
это не совсем так, но это наверное не важно.
P.S. все ответы есть в мануалах.
Это некачественное общение. Какой смысл этого сообщения? Найти неточность в формулировке. Я ее могу переписать из мануала.
Если проблем нет, то объясните последовательно, какой результат выгрузки правильный.
Input data:
Components ZI Weight fraction Mol Weight Spec Gravity
(percent) (percent)
C1 60 14.586
C2 10 4.5567
C3 5 3.3411
IC4 3 2.6423
NC4 2 1.7616
IC5 2 2.1867
NC5 3 3.28
C6 2 2.5458
C7 1 1.4547
C8+ 12 63.645 350 0.88643
Report DL:
Expt DL1 : Differential Liberation
Peng-Robinson (3-Parm) on ZI with PR corr.
Lohrenz-Bray-Clark Viscosity Correlation
Density units are KG/M3
Specific volume units are M3/KG-ML
Viscosity units are CPOISE
Surface Tension units are DYNES/CM
Gas-Oil Ratio units are SM3/SM3
Relative Volume units are RM3/SM3
Gas FVF units are RM3/SM3
Extracted Gas Volume units are M3
Oil Relative Volume units are M3/SM3
Specified temperature Deg K 353.1500
Relative Oil Saturated Volume (Bo(Pbub)) 2.1700
GOR calc. is Gas Vol at STC/Stock Tank Oil Vol
Oil Rel Vol calc. is Stage Vol oil/Stock Tank Oil Vol
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
GOR Total RelVol Oil RelVol Liq Dens
Pressure Inserted ------------ ------------ ------------ ------------
BARSA Point Calculated Calculated Calculated Calculated
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
289.896 - Psat 395.4934 2.1700 2.1700 590.7384
289.896 395.4934 2.1700 2.1700 590.7384
264.882 336.9056 2.2494 2.0118 610.5044
256.668 320.0304 2.2794 1.9664 616.7652
216.186 249.6070 2.4693 1.7781 646.3743
102.667 115.5762 4.2042 1.4196 725.7614
51.333 70.3519 8.1449 1.2937 763.5797
10.266 29.0260 42.5235 1.1592 805.7457
1.026 @ Tres 463.4487 1.0283 841.5996
1.013 @ Tstd 396.4934 1.0000 865.4196
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
Export PVTi tables:
-- DENSITY created by PVTi
-- Units: kg /m^3 kg /m^3 kg /m^3
DENSITY
--
-- Fluid Densities at Surface Conditions
--
864.9195 1000.0000 1.0553
/
--PVTi--End of PVTi generated section--
-- Column Properties are:
-- 'Oil GOR' 'PSAT' 'Oil FVF' 'Oil Visc'
-- Units: sm3 /sm3 bar rm3 /sm3 cp
PVTO
--
-- Live Oil PVT Properties (Dissolved Gas)
--
0.0000 1.0266 1.0283 2.5412
10.2668 1.0276 2.5634
51.3338 1.0248 2.6589
102.6676 1.0216 2.7726
216.1860 1.0155 3.0032
256.6689 1.0136 3.0793
264.8823 1.0132 3.0944
289.8965 1.0121 3.1396 /
9.2965 10.2668 1.0681 1.3452
51.3338 1.0616 1.4435
102.6676 1.0545 1.5622
216.1860 1.0417 1.8093
256.6689 1.0379 1.8926
264.8823 1.0371 1.9092
289.8965 1.0350 1.9591 /
52.7486 51.3338 1.2146 0.9152
102.6676 1.2031 1.0126
216.1860 1.1827 1.2197
256.6689 1.1767 1.2909
264.8823 1.1756 1.3051
289.8965 1.1722 1.3482 /
102.0251 102.6676 1.3615 0.6343
216.1860 1.3304 0.7940
256.6689 1.3215 0.8499
264.8823 1.3198 0.8611
289.8965 1.3148 0.8953 /
243.6487 216.1860 1.7555 0.3020
256.6689 1.7346 0.3300
264.8823 1.7307 0.3357
289.8965 1.7194 0.3531 /
316.5366 256.6689 1.9537 0.2342
264.8823 1.9483 0.2385
289.8965 1.9327 0.2516 /
333.8639 264.8823 2.0008 0.2224
289.8965 1.9841 0.2347 /
393.8128 289.8965 2.1637 0.1897
296.9893 2.1589 0.1932 /
/
Вроде параметры совпадают :-)
Это не совсем так.
Для давления насыщения, посчитанного в DL - Bo и Rs в PVTO другие. Но это, скорее всего, поправка на сепаратор. В данном случае, изменения незначительные, хотя, в общем, это зависит от заданного сепаратора.
Так что еще стоит уточнить каким методом создавались таблицы и какой сепаратор определен при выгрузке.
Ну, а чтобы вернуться к моему вопросу, надо выгрузить таблицы остальными методами...
AlexM, начало было положено хорошее. Хочется видеть продолжение...
Евгений
Продолжение по мере возможностей, надо же делать свою работу. Но это так отвлечение от темы.
В DL Рb считается для состава и заданной температуры и соответственно Во, GOR.
В PVTO есть зависимость Во, Vis от различных давлений и определенной (пластовой) температуры.
В примере:
DL
Pb - 290 bar
GOR - 395.5 m3/m3
Bo - 2.17
PVTO для GOR - 394 m3/m3
Pb - 290 bar
Bo - 2.164
т.к. GOR в PVTO немного меньше чем в DL, то и Bo немного меньше (меньше газа менее сжимаема смесь)
Я думаю все остальное понятно
PVTi.png
Крики отчаяния при работе с выгрузкой из PVTi думаю еще будут раздаваться. Основная проблема - отсутствие описания и механизмов управления при генерации таблиц.
При выгрузке разными методами получаем разные таблицы. Причем при низком газосодержании в отдельных методах может не оказаться "вашего". Скажем пластовое RS=30, а таблица по "Moses" начинается с 48. А хочется увидеть строку таблицы со "своим" газосодержанием для пластового давления и проверить, что и FVF и вязкость соответствует результатам регрессии. Имел случай убедиться что при выгрузке таблицы PVTO вязкость может не соответствовать полученной по регрессии. Причем проконтролировать это ты можешь только если тебе повезло и строка с пластовым RS присутсвует. Я не самый опытный пользователь PVTi, много чего не знаю, но простой пример - открываем VOLOIL из стандартных примеров (ecl\200X\pvti\data), выгружаем Coats, W&T, Diff, Moses .... Даже без регрессии - уровнение состояния одно, параметры одни, вязкости считаются одинаково (или нет?) а результат ...
Привожу пример (из VOLOIL.PVI выгрзка в метрик) только по две строки из каждого метода (основные с Pbub) :
RS Pbub FVF Visc
54.0379 35.8319 1.2529 0.3807 W&T
94.5623 70.0300 1.3744 0.3139
---
54.0299 35.8319 1.2528 0.3808 Coats
94.5482 70.0300 1.3744 0.3139
---
49.8083 15.4233 1.2361 0.4359 Diff
84.4792 35.8319 1.3351 0.3807
Упс, похоже давление насыщения и вязкости конкретно отличаются.
--
61.8378 15.4233 1.2529 0.4359 Moses
96.9809 35.8319 1.3533 0.3807
Опять ... при RS=94 вязкость по Coats 0.31, а при RS=97(газа больше) ... вязкость по Moses 0.38.
Почему обращаю внимание на вязкость? На ней однажды споткнулся и боролся долго. Закончилось набиванием врукопашную с эксперемнтов из PVTi. Благо небольшой диапазон решил задавать. А давление насыщения как объяснить разное?
Понимаю, что "стандартные" методики и "правильные" таблицы из Coats и W&T - но проверяю что PVTi навыгружал - ВСЕГДА (после случая, когда выгрузилась вязкость в два раза меньше чем на экране).
Думаю методики нужные и работают "лучше других" в каких-то своих специализированных случаях, скажем для тяжелых высоковязких нефтей один выгрузчик, для легких с очень большим RS - другие ... но где-бы об этом почитать ...
К сожалению, рассуждения неверны.
PVTO считается для разных давлений насыщения. Т.е. GOR и Bo - результаты счета, а точнее решения уравнения материального баланса.
В скриншоте видно, что для создания таблиц взят тот же эксперимент DL, распечатка которого была приведена раньше. И в отчете и в PVTO есть это же давление насыщения. Только GOR и Bo при нем другие...
Так вот если задать сепаратор не SC, а хотя бы двухступенчатый, то результаты при том же давлении насыщения будут отличаться от уже имеющихся двух
Так что не стоит забывать, что поправка на сепаратор при выгрузке присутствует всегда.
В моем случае, Rs с сепаратором 94.71, Bo - 1.195, а без(точнее с SC, заданным по умолчанию) Rs - 110.78, Bo - 1.234. Разница есть.
А если теперь в поле где написано Whitson&Torp выбрать другой метод, то получится еще один вариант, который отличается от всех полученных выше.
Так что комбинируя поправку на сепаратор и метод можно из одних и тех же данных наклепать кучу таблиц.
Мой вопрос заключается в том, какой метод надо выбрать и на чем основывать свой выбор?
Выбор метода проводить на знаниях и опыте.
Посмотрите ограничения и область применения тех или иных методов.
Разные методы (соответствующие данному типу флюида) дадут разные результаты (обычно сильно друг от друга не отличаются).
С другой стороны с какой точностью вы хотите получить результаты? С точностью до 3 знака после запятой?
А смысл такой точности, если входные данные с разбросом в лучшем случаи +/- 10-20%.
Теперь на счет сепаратора. Если есть сепаратор то GOR и Bo будут другими, это одна из задач сепаратора, максимум в жидкой фазе.
P.S. все выше сказанное только мое мнение, а не истинна ;-)
Истина где то рядом
Про сепаратор и отличие RS и Boil для разных сепараторов.
С помощью PVTi нефть и газ в Eclipse из пластовых условий приводятся или к стандартным поверхностным условиям (кстати стоит вспомнить, что стандартные условия PVTi отличаются от Российских стандартных условий и их надо менять) или к условиям "после сепарации".
Пластовая система одна и та же, но при разгазировании одноступенчатом и при многоступенчатой сепарации Гф получаем разный ВСЕГДА. Это нормальное явление и в PVT отчетах легко можно убедиться что Гф при дифф. разгазировании всегда больше чем при однократном. Тоже касается и сепаратора - Гф выше при ступенчатой сеперации. Когда мы готовим табличные значения PVT свойств нам предлагают (вполне резонно) выбрать метод сепарации, чтобы ECLIPSE посчитал количесво газа и нефти на поверхности исходя из наших условий сепарации.
Вообще деление на нефть и газ углеводородов в модели "серой" нефти Eclipse достаточно условно, что есть нефть а что газ зависит .... от сепаратора. Что и отразилось в выгрузке PVTi.
А вот какой метод выбрать ... знаю что стандартный W&T и Coats. Знаю что за PVTi таблицы стоит проверять. А вот зачем остальные методы и почему глючит PVTi на отдельных составах .... не знаю.
С уважением,
Инженер
P.S. Прошу прощения, но Вы видимо имели в виду "уравнение состояния", а не "материального баланса".
Алексей,
А где можно посмотреть ограничения и область применения тех или иных методов?
Вынужден не согласиться с Вашем высказыванием о точности. Вязкость 0.31 вместо 0.38 это +22.5% в дебите. Разница в давлении насыщения 70 или 35 атм полученная при выгрузке методом W&T и Differential при BHP=50атм становиться очень принципиальна. Думаю тут проблема как раз в "области применения".
На счет сепратора согласен.
С уважением,
Инженер
AlexM последнее сообщение снова неинформативно. Я сюда обратился за разъяснениями. Если есть информация, то дайте ссылку, выдержку и т.п., то что позволит закрыть тему.
Mishgen, первое сообщение было в тему. Ура! Не только я это видел... Только объяснения не вполне правильны.
Да не будут совпадать выгрузка и результаты регрессии! Сами же пишете про сепаратор. Так вот PVTO - это дифференциальное разгазирование, поправленное на условия сепарации
Принципиальные отличия методик можно прочитать в мануале по PVTi в разделе Output for Eclipse simulators, там упоминаются все методики. Но вывода о том, какой из них когда будет уместен - нет. Что в принципе логично.
Есть такое интересное наблюдение. Создайте два эксперимента DL, отличающиеся только количеством шагов в каждом из них. Запускайте и сравнивайте результаты. Они должны отличаться. На мой взгляд, это объяснимо...
P.S. to Mishgen
Нет. Я имел ввиду закон сохранения массы.
Euqene
Ни чем Вам не могу помочь.
Mishgen
Об области применения методов наверное можно найти в SPE,
если не ошибаюсь их приводил на лекциях William McCain (на основе типа исходных данных используемых при создании методов).
Вроде еще были в учебниках Брусиловского.
Насчет точности, это реальность, +/- 20% в дебит это еще очень хорошо.
Я очень редко встречал хорошие данные.
Во! сколько понаписали, а я и забыл про эту темку
Поэтому не заморачивайтесь
Ну че, разобрались что ли в вопросах?
Могу добавить что дифференциальное разгазирование при экспорте в гидродинамику корректируют на сеп. тест. Первоначальником этого был Мозес, где-то у меня статейка была такая. Ну а потом похоже повыдумывали разных методов. И вроде как Витсон считается лучшим. Это типа как с уравнениями - лучший Пенг-Робинсон 3 параметрический, но если хочется можно и по Ридли_квонгу посчитать
Нужно поискать этих друзей в литературе импортной . А вообще, про это на ЦКР точно спрашивать не будут
А газосодержание по диф кстати при некоторых условиях бывает меньше чем по стадартной! Вот такие фокусы бывают!
Конкретных ответов нет!
Про коррекцию на сепаратор написано у Дейка, например. Суть проста. Это учитывается в ПВТи в методах создания таблиц.
Вообще-то в мануале к ПВТи есть небольшое описание процедур. Некую разницу в методах уловить оттуда можно, но вывод о применимости сделать нельзя. Статья, на которую ссылаются в описании я нашел. Она по Whitson&Torp, но это не сильно помогает. Это, можно сказать, не с той стороны заход. Методы обоснованы, вопрос в применениях.
Фокусов в дифф. разгазировании нет. Если даже вообразить, что при дифф. разгазировании газ удаляется с поверхности раздела (не берем в рассчет пену) на каждой ступени, что повышает площадь для выхода газа из раствора, что должно увеличить в итоге количество газа освобожденного из раствора, не стоит забывать о том, что растворимость оставшегося в растворе газа после каждой ступени меняется.
Поделитесь пожалуйста статьей, буду премного благодарен.
Про диф. разгазирование ничего не понял. Так Вы согласны с тем что газосодержание по диф в редких случаях бывает меньше чем по однократному, или нет?
Это JPT статья Evaluating Constant-Volume Depletion Data // C.H. Whitson, S.B. Torp 1983
Если заинтересовала, пиши мыло в личку перешлю.
По дифф. разгазированию вывод - да. Но не уверен, что это редкость
Сейчас работаю с м/р, где все пробы показывают такой результат.
Отписал в личку.
Очень интересно!!! А как Вы думаете с чем это связано? Какие то может закономерности есть у Вас на уме. Ведь не у каждого месторождения такое встречается. А какое месторождение, если не секрет, с такими пробами? Или хотя бы основные параметры (GOR, b, Ps, рн в пласт и ст. усл., глубина залегания, пластовое или массивное, Рпл) Это экспериментальные PVT?
Eugene
на счет статьи, как? Поможите?
Здравствуйте. Скажите, пожалуйста, на сколько корректно, что в PVTi значения газосодержания, объемного коэффициента из отчета (report) по стандартной сепарации близки к значениям выдаваем в выгрузке PVTO&PVDG из дифференциального разгазирования DL при условии "Starndard Conditions"?
PVI файл модели в файле архиве "primer initial 2 with injection".
На нефтегазоконденстаной залежи были отобраны устьевые пробы нефти и газа, которые рекомбинировались в лаборатории на утвержденное газосодержание. Я настроился на лабораторные результаты стандартной (SEPS1) и ступенчатой (SEPS2) сепарации рекомбинированной пробы ZI. По настроенной модели получил состав равновесного газа и насыщением на давление насыщения равное начальному пластовому давлению (257 бар) при начальной пластовой температуре определил искомый состав ZINIT. Для флюида ZINIT эксперимент SEPS3 соответствует стандартной сепарации, эксперимент SEPS4 - сепарации согласно схеме обустройства. В прикрепленных txt файлах приведены отчеты (report) по стандартной сепарации и по схеме обустройста. Получились значения газосодержания и объемного коэффициента - 164,9м3/м3, 1.446 для станд. сеп. и 152.3м3/м3, 1.401 для сепарации по схеме обустройства. При экспорте таблицы PVTO&PVDG из эксперимента дифференциального разазирования DL2 при стандартных условиях получены значения 165.2м3/м3, 1.446 (см. прикрепленый файл "Primer Initial 2 with injection DL2.PVO").