Дек 07
Уважаемые коллеги, подскажите пожалуйста...!!Модель нефти с растворенным газом. Ключевое слово PVTO предполагает задание свойств как насыщенной так и недонасыщеной нефти. Согласно хелпу , если свойства недонасыщенной нефти (объемный, вязкость) заданы при максимальном газосодержании, то для остальных точек эклипс сам будет интерполировать свойства выше точки давления насыщения. тогда следуя данной логике мы получаем для каждого газосодержания свое давление насыщения?
Опубликовано
14 Дек 2007
Активность
33
ответа
8722
просмотра
14
участников
0
Рейтинг
Построение модели "живой" нефти необходимо в том случае, если в залежи присутствует газ в свободнов виде - изначально была газовая шапка или пластовое давление достигло начального давления насыщения.
После того как давление достигло Pb, из нефти начинает выделятся газ, тем самым менятся компонентный состав, и следовательно меняются все свойства нефти - вязкость, объемный фактор, газосодержание и давление насыщения. Все эти параметры будут непрерывно менятся по мере снижения пластового давления и выделения газа из нефти.
В Eclipse как минимум 2 секции в PVTO должны быть заполнены - для undersaturated oil (Rsi, Pbi) и для какой-нибудь saturated oil (Rs и Pb), ниже начального давления насыщения (Pbi). Т.е. для этих пунктов должны быть заданы таблицы значеий вязкости и Bo. Для остальных значений Pb, лежащих между этими Eclipse линейно проинтерполирует значения Bo и вязкости автоматически.
Лучше конечно, если выполен нормальный PVT анализ, заполнить больше секций, данные будут точнее.
Вот еще замечание из мануала по эклипсу о методе интерполяции:
- ECLIPSE 100 linearly interpolates the reciprocals of Bo and (Bo*Visco ) between data points, rather than the values themselves.
- ECLIPSE 300 linearly interpolates the reciprocals of Bo but Visco is interpolated directly.
Если нефть "недонасыщена", а правильнее сказать пережата, то свойства могут быть экстраполированы или интерполированы. Вязкость в данном случае изменяется прямолинейно, другие параметры просто линейно, изгибаясь. Газосодержание и Ps не изменяются для одной системы.
В PVTO входят несколько таблиц описывающих разные системы, т.к. 1. Во время разработки (когда Pпл снижается ниже Ps) газосодержание снижается и соответственно снижается Ps. 2. На начальные условия (когда Рпл выше Ps) в залежи может изменяться газосодержание по горизонтали и вертикали, и как следствие и Ps тоже. А систему мы описываем pvt-свойствами скажем на середину залежи
Все эти случаи и описаны в PVTO.
Похоже как раз по п.2 и задан вопрос
Коллеги объясните пожалуйста что такое "недонасыщенная невть" и с чем ее едят? в каком случае ее необходимо описывать в PVTO?
Если при разработке не планируется снижение пластового давления ниже Pbi, то можно моделировать и с помошью PVDO. Если же Pb достаточон высокое, забойное давление значительно ниже Pb или в некоторых зоных будет происходить существенное выделение газа, то PVTO.
В первом случае конечно тоже никто не запрещает использовать PVTO.
Коллеги подскажите пожалуйста бывает такое ?Clip.jpg
А Ps это давление насыщения (в данной редакции видимо saturation), которое еще иногда обозначается как Pb (временами bubble point)?
Я видел корреляции (например Standing), когда полсле перехода давления насыщения и при снижении давления GOR меняется практически линейно. От Rsi до нуля.
Что Вы сделали, чтобы получить этот график?
Если вы забрали данные с PVTO, то график вполне разумный. Там ведь для каждого Rs свой Pb, похоже это и построено.
т.е. а разве может газовый фактор изменятся при выше давления насыщения (все стандартные корелляционные зависимости не описывают такое поведение) ?
С уважением,
Инженер
С уважением,
Инженер
P.S. газосодержание (RS) != газовый фактор (GOR)
Похоже, что нефть siqiz это та, у которой GOR 0.416. Вот для нее Pb будет 1670, а GOR выше этого давления постоянный (потому-то он и не написан для давлений 2015.5, 2015.75 и т.д...), а ниже этого давления GOR будет падать. Я так понимаю эту таблицу.
Все остальное, это другие соотношения нефть/газ при рекомбинации, которые PVTi выдумывает автоматически. Например, если вы захотите растворить в нефти газ, чтобы GOR стал 0.5198, придется создать давление 2044. На тупую, хочешь больше газа, дай больше давления.
Уж не знаю, зачеи Эклипсу столько информации, но видимо бывают случаи, когда это необходимо.
Вообще-то поздновато упоминать, но в Reference Manual PVTO описан достаточно подробно. Чтобы привести мысли в порядок лучше там почитать.
Повторюсь (см. PS пост Mishgen-а)
Газовый фактор (GOR, он же Production GOR) - это тот попутный газ, что измеряется при добыче,
а газосодержание (Rs, иногда называемый Solution GOR) - это тот газ, который фактически растворен в нефти, оценивается в лаборатории.
Это не одно и то же.
Поэтому GOR при P >= Pb постоянный, но Pb зависит от Rs.
всем огромное спасибо супер доперло
господа дело движется и вопросов тоже все больше и больше
обьясните плиз что значят вские газонасыщенности приведенные на рисункеClip_2.jpg
sigiz, может стоит сперва основы теории немного почитать, глядишь и вопросов меньше станет.
1. PVTO, сделана в первую очередь для упрощенной эмуляции композиционных задач, а именно когда есть black oil и образуется вторичная газовая шапка или присутсвует первичная. wo_bugs эклипсу необходимо иметь несколько таблиц для Rs чтобы расчитывать поведение системы при волнообразном поведении давления когда растворенный газ выходит, а потом растворяется обратно. Во-вторых, в случаях если есть градиент свойств нефти в пласте.
2. sigiz: "вот табличка мне немного не понятно раз при зависимостях допустим Бегса при Pb=const выше этого значения так же GOR=const но если мы ниже Pb то давление зависит от газового фактора так?" - давление первично и не от чего не зависит, ну разве что от дяди который нефть добывает
3. В последний таблице есть 3 газовых фактора: растворенный газ в нефти, общий газовый фактор с учетом свободного газа и газ растворенный в воде.
Но вам - мой совет 'sigiz' - пока модель считается, читайте книжки по разработке.
Удачи вам в нелёгком начинании....
А если серьезно, то у вас немного странные зависимости, приведенные в таблице из Эклипса. не удивлюсь, если в процессе счета у вас возникнут если не проблемы, то, как минимум, предупреждения. Обычно PVTi очень аккуратно выгружает эту таблицу, и все узлы по давлению при любом газосодержании совпадают.
Теперь о том, как строится сама таблица. Все достаточно просто: после того. как Вы, смачите все необходимые параметры и настроите свою флюидальныую модель, Вы получите некую УВ смесь с заданными свойствами, в данном случае Rs, и зависящем от него давлением насыщения. Если говорить о корреляциях, то они описывают именно данную конкретную смесь и зависимость ее свойств (например, того же газосодержания или вязкости) от давления. замечу отдельно, что описывают с какой-то погрешностью, на то они и корреляции. Если говорить о работе на истощении залежи недонасыщенной нефти, то при падении пластового давления до давления насыщения газосодержание остается постоянным (то же самое, естественно, описывает корреляция), объемный возрастает, вязкость падает. Ниже давления насыщения из первоначальной смеси начинает выделяться свободный газ. тут начинаются фокусы, когда газосодержание отличается от ГОРа и многие другие прелести. По сути, вместо первоначальной УВ смеси вы получаете 2 фазы - свободный газ и "новую" нефть - с меньшим газосодержанием. Само собой, что Эклипс должен иметь возможность корректно это описать. поэтому появляются строки с меньшим Rs. если будете пользоваться корреляциями, то при прочих равных (кроме давления насыщения, если оно в корреляции требуется) просто задаете меньшее газосодержание и получаете зависимость для этой "новой нефти". PVTi - штука умная, она этот процесс не на глазок, а с использованием уравнения состояния делает, получается более точно. Если после этого Вы вдруг каким-то образом увеличите давление в пласте то образовавшийся газ может перераствориться в нефти и получится нефть с бОльшим газосодержанием, чем первоначальная. И этот процесс программа тоже должна описать, с чем она успешно и справляется. Процесс происходит аналогично. Т.о. при выгрузке у вас есть зависимости от давления нескольких различных УВ смесей (их кол-во равно кол-ву узлов Rs), программе это надо для адекватного описания различных возможных процессов в пласте. То, что Вы привели на первом экселевском графике - это, по сути зависимость газосодержания от давления при очень высоком значении газосодержания, что надо очень редко на практике. если Вам нужна зависимость газосодержания Вашей первоначальной нефти от давления, то вы должны выбрать строки "газосодержание-давление" до давления насыщения, а при всех давлениях выше смело рисуйте горизонтальную прямую, как в корреляции.
Уф! Целый трактат, надеюсь, что хотя бы понятно.
Коллеги объясните пожалуйста что такое "недонасыщенная невть" и с чем ее едят? в каком случае ее необходимо описывать в PVTO?
+1
Если месторождение нефтяное, и пластовое давление выше, чем давление насыщения пластовой нефти, то такая нефть и называется недонасыщенной.
Для сведения.
Понятие "недонасыщенная нефть" в корне не верно, т.к. существуют флюидные системы в которые сколько бы мы не добавляли газа, и какой бы состав газа не был, он не будет растворяться и Ps не достигнет Pпл.
Понимая так сказать "не физичность" этого термина, системы с Ps<Pпл следует называть "пережатая нефть".
Книги - это не "истина в последней инстанции", в особенности старые. Новые открытия начисто перечеркивают теории 60-70 гг.
Вот Вы говорите - " существуют флюидные системы ... в которых газ не будет растворятся", подразумевается видимо, что существуют и "флюидные системы в которых газ растворяться будет". А вот сколько времени занимает этот процесс? Имеется в виду вопрос - может ли техногенная газовая шапка быть "поглощена" пластом после значительного поднятия пластового давления и в какие сроки?
В моем понимании лабораторные эксперименты по смешиванию не корректны, поскольку они подразумевают "контактное" растворение или "поглощение", в то время как в породе процесс будет происходить ... быстрее? медленнее? ХЗ?
С уважением,
Инженер.
Вообще есть опыт SlimTube, вот и экспериментируйте на здоровье.
Есть еще вариант - создать реальную модель пласта - вырыть карьер с километр глубиной, насыпать песочек, положить глинку, накачать туда...)) ООО
До реальности нам далеко. МАТРИЦА!
Советую почитать Ханта и Тиссо - очень интересно, познавательно, и многие вопросы такого типа отпадут )
1-й вопрос:
есть таблица PVTO -
Rs Pb FVF Visc
0 1 1.0055 12.55 /
6.48751 12.6 1.0286 10 /
14.2192 27.6 1.0511 9 /
21.7731 43.3 1.0689 8.2 /
24.8836 51 1.0757 8 /
26.9987 64.9 1.081 7.7
120 1.07 7.8 /
допустим пластовое давление падает ниже давления насыщения. соответственно, газ выделился, газосодержание уменьшилось, должны быть уже другие кривые, описывающие свойства нефти. эти кривые определяются лаб.исследованиями или я могу, например, взять значение Rs 21,7731 и от него паралельно провести FVF и Visc
2-й вопрос:
PVCO
Pbub Rs FVF Viscos Cmprss
1 0 1.0055 12.55
12.6 6.48751 1.0286 10
27.6 14.2192 1.0511 9
43.3 21.7731 1.0689 8.2
51 24.8836 1.0757 8
64.9 26.9987 1.081 7.7 0.0001648
/ 120 27 1.07 7.8 не заношу
В процессе счета выдается сообщение об эстраполяции Rs от 26,9987 до 37. это нормально (пластовое 120 а Rs должен быть 27) ?
Я так понял при давлении свыше 64,9 эклипс сам рассчитывает таблицу PVT . где можно посмотреть полностью экстраполированную таблицу PVT (не только сообщения как PRT-файле) и как её можно регулировать.
Заранее спасибо..
В чем заключается первый вопрос так и не понятно...
Eclipse экстраполирует те участки, по которым происходит изменение свойств.. Фактически он их персчитывает и сглаживает для каждого участка изменения давления.
Есть pvt свойства смоделированные в pvti для композиционной модели с газовой шапкой, как можно проверить корректность pvt??
Может есть какая литература..
Есть pvt свойства смоделированные в pvti для композиционной модели с газовой шапкой, как можно проверить корректность pvt??
Может есть какая литература..
Можно посмотреть в программе, как проходят сами расчёты, корректно ли моделируются эксперименты. Соответствуют ли расчёты экспериментальным данным. Если есть какие-то проблемы, несоответствия в свойствах компонентов, pvti сразу сообщит. Можно попробовать (если проект полный) выкопать из проекта данные на сколько менялся (регрессировался) тот или иной параметр, но на мой взгляд это не будет являться основанием браковки всей модели. Ведь если модель работает и выдаёт соответствующие эксперименту данные, то в конце концов какая разница на сколько процентов напр., изменён критический параметр последней фракции на 1 или на 20!?! Хотя с другой стороны столь сильное изменение говорит о том, что с самого начала были не верно заданы свойства компонентов, а к чему это приведёт сказать сложно.
Из самых свежих авторов - Pedersen K. Фейс Бехавиор Петролеум Резервуар Флюид
Поищи еще в статьях иностранных журналов
Спасибо за ответ,
А если эклипс при расчете выдает варнинги о негативных значениях объемника для нефти, а фронтсим выдает ошибку на этом и останавливает расчет. Значит pvt лажа или тюнингом надо заняться во фронтсиме??
Тюнингом pvt данных нужно заниматься в pvt программах.
Возьми в экселе построй по данным расчёта кривые от давления, в т.ч. и для объёмного коэф. Погляди имеют ли эти кривые физический смысл.
Модель композиционная как построена, единая для газофой шапки и оторочки (то бишь свойства компонентов единые а составы разные)? Или модель состоит из регионов - один для газа другой для нефти?
Посмотри модель в pvti. Там возможно будет подсказка, что не так в модели. Мож какие свойства (напр. критические) не согласуются с другими.