На рисунке представлена таблица, которая дана как пример того, как значения Bo и Rs зависят от того в каких условиях происходит сепарация. Это показано в столбцах (A) и (
, где первый столбец относиться к Differential liberation тесту, второй - к Separator тесту.
А вопросы таковы:
1) Что вообще из себя представляет стeпень сепарации stock-tank и почему такие странные условия сепарации на ней - 0 psig и 80F, и почему тогда Bo и Rs подсчитываются относительно residual oil в стандартных условиях, а не в вышепреведенных (ведь при них нефть уже stock-tank).
2) В столбце (А) вообще непонятно относительно residual oil в каких indicated pressure and temperture (как указано в пояснении к таблице) измерено значение Rs.
Буду очень признателен всем за любую помощь.tmpF6_1.jpg
Здесь оба столбца относятся к одному и тому же тесту - separator test. И они показывают не то как зависят Bo и Rs от условий сепарации - они остаются неизменными (см. столбцы Flash conditions), а показывают разницу в зависимости от того, что принимать за stock tank. Ничего странного в последней ступени сепарации нет 0 psig = 14.73 psia = 1 atm. А вот T = 80 F = 26.67 C выше принятой у них за нормальную Т = 60 F = 15.56 C и поэтому приводятся столбцы А и В.
P.S. Качество картинки очень плохое...
Хорошо пусть так, тогда я так полагаю в первом случае stock-tank oil взято при 0 psig и 80F, а во втором при 0 psig и 60 F (поэтому и единицы измерения scf/STbbl) - так?
Ага
Тогда еще один вопрос - вдогонку
Когда выбираются оптимальные условия сепарации значения Rsb и Bob для разных вариантов получаются разные (собственно исходя из этого мы и выбираем наилучший вариант) - почему? Потому что объем stock-tank oil в разных случаях разный (а это я так полагаю связано с различиями в процессе изменения компонентного состава нефти при разных схемах сепарации?)или еще есть какие либо факторы?
Конечно, в первую очередь ты должен подготовить нефть до товарных кондиций, а то придется ее самому грузовиками возить на продажу
хорошо, что есть тема с таким названием, не надо тему заводить)
мне попались данные, которые вызывают у меня сомнения. данные - по аналоговому месторождению, там их всего две строчки, я приведу только два параметра, потому что они меня озадачили
однократное разгазирование - Pb = 104 atm, GOR = 87
ступенчатая сепарация - Pb = 144 atm, GOR = 85
первое - разница в давлениях насыщения слишком огромная. по идее, они ведь вообще должны быть одинаковыми, а разными только ГФ? или я не права? а тут все наоборот, очень странно, или я как-то неправильно себе представляю эти тесты
второе - и что мне теперь использовать в моделировании? какой из газовых факторов в моделировании используете вы? я так понимаю, что ступенчатая сепарация ближе описывает процессы разгазирования именно в пласте, а флэш-тест - то, что происходит в скважине-на поверхности. но в данном случае второй строчке я доверяю куда меньше... хотя у нас там по-любому никакого газа в пласте не предвидится, но все-таки...
Ну так ты сама на свой вопрос и ответила, чему больше доверяешь, то и используй! А тебе не всё ли равног использовать GOR 87 или 85. Разница незначительная, мне кажется!
Да... странные тесты... если проба одна, Pb должны совпадать...
Тем не менее, лучше использовать результаты ступенчатой сепарации, которые в России отражают условия сепарации на объекте наземной инфраструктуры и по сути соответсвуют буржуйскому Separator Test-у...
посчитай по корреляциям, и выбери наиболее подходящий
Я бы использовал однократное разгазирование - только этот тест устанавливает давление насыщения. При ступенчатой сепарации может отличаться температура поэтому и Pb получается другое, но это уже не настоящее Pb.
Вот видишь Гузель, сколько людей, столько и мнений! А выбирать приходится тебе одной! Так что бери, что тебе самой ближе, включай свою женскую интуицию, по другому никак!
Давление насыщения определяется только по PV соотношениям!
В данном случае разница в давлениях насыщения должна быть обусловлена результатами полученными на разных пробах! Если есть дополнительная информация, то необходимо проверить качество проб.
Ступенчатая сепарация действительно отражает промысловые условия, однако основным тестом для моделирования является дифференциальное разгазирование. А для учета промысловых условий вводится поправка на сепаратор (можно посмотреть в книге Дейка). Вообще если рассмотреть путь от пласта до поверхности, то встретятся все виды разгазирования.
запуталась в видах тестов, них там все просто - separator, differential
у нас возникают какие-то Differential separation as per OST - это то, что у нас называется тестом ступенчатой сепарации и то что я так упорно путала с differential?
у меня тут вообще
Differential separation as per OST
Differential separation at booster stage
Differntial test at reservoir temperature
помогите разобраться?
и еще вопрос - что такое "потенциальное газосодержание"?
Не так уж все и страшно
Separator test отличается тем, что на ступенях меняется не только давление, но и температура
Differentail liberation test обычно имеет несколько ступеней от давления насыщения до пределов практической значимости при пластовой температуре
Бывает, что дифференциальное разгазирование называют ступенчатой сепарацией, но слово сепарация здесь не имеет отношения к сепаратору.
Ну и если подходить формально, то ступенчатая сепарация(separator test) - частный случай дифференциального разгазирования, когда число ступеней, их давление и температура соответствуют существующей системе сепарации нефти на промысле или специально задаются (по ОСТ 153-39.2-048-2003)
В Вашем случае отличие между Differential separation as per OST и Differential separation at booster stage должно быть в давлениях на ступенях сепарации, температура на всех ступенях должна быть одна и та же, но может отличаться между тестами. А в случае Differntial test at reservoir temperature, температура должна быть равна пластовой, но может отличаться от предыдущих двух. Зачем это не знаю, но могу предположить, что работа связана с термическими методами разработки.
Потенциальное газосодержание - отношение суммы всех содержащихся в пластовой нефти углеводородных и неуглеводородных компонентов, агрегатное состояние которых при 20оС и 0,101 МПа является газовым, к сумме компонентов, являющихся при тех же условиях жидкими, или ко всей исходной пластовой нефти (по ОСТ 153-39.2-048-2003)
Надеюсь, стало легче
Eugene +1
to Guzel:
У вас явно прослеживается попытка, выполнить все обычные для запада тесты и при этом соблюсти Российскую практику...
К сожалению, не видя описания ступеней и условий сепарации, можно только предполагать, что имеется в виду под вашими тестами и что можно полезного из них извлечь
Differential separation as per OST - ступенчатая сепарация по ОСТу, возможно по тому, что указал Eugene. Или по более старому ОСТ 39-112-80 - стандартная сепарация, результаты которой затем в соответствии с РД 39-0147035-225-88 пересчитываются в результаты дифференциального разгазирования, параметры которого соответствуют параметрам промысловой сепарации. Затем, полученные данные плотность, GOR и Bo используются в подсчете запасов, проектных работах и пр.
Differential separation at booster stage - тут можно только предполагать, что это такое. Возможно, сепарация в соответствие с условиями на ДНС...
Differntial test at reservoir temperature - я так понимаю, что это полноценное дифференциальное разгазирование (differential vaporisation).
Надеюсь, стало легче
а может выполнить обычные для россии теста и перевести отчет на английский язык))
я немного теряюсь зачем тогда (мне) нужен differential liberation test - вроде он отражает то, что происходит в пласте, но при разработке выше давления насыщения наверное нужно использовать SS as per OST.
а если ниже давления насыщения - то получается, мы его используем в случае отсутствия композиционной модели. но газ на поверхности наверное будет несколько завышен?
я вижу что тема обсуждалась давно, но у меня как раз вопрос по этой ветки. Вы сказали: "но при этом свойства нефти ниже Pb матчить с результатами differential liberation test." Но пожалуй нужно добавить с калибровкой под Separator Test, если конечно Differential liberasation = Differential Vaiporization. Какую ПВТ модель вносить в симулятор если на месторождении исспользовались разные сепараторы? В мануале эклипса написано нужно ввести модель для самого первого сепаратора. Но если первый сепаратор работал хоть и долго, но только на двух скважинах, а вся остальная добыча большая часть была добыта другими скважинами позже, где были другие сепараторы с другим Rsi и Bo? Как лучше поступить в этом случае?
Сказано в данном случае правильно. Вы настраиваете модель на дифференциальное разгазирование. Оба термина что вы написали относятся к одному и тому же. Поправку на сепаратор делают при выгрузке black oil таблиц.
Вы можете попробовать учесть разные условия сепарации в black oil модели, сделав регионы PVT в модели для области дренирования этих двух скважин и остальных, в соответствии с их условиями подготовки. Или посмотреть, что дает больший вклад в вашу добычу и использовать эти одни условия для всех скважин, что думаю, более предпочтительно. Можно также оценить какую разницу в свойствах дают ваши разные схемы подготовки и оценить погрешность в добыче при условии использования одних условий сепарации для всех скважин. Предполагаю, что эта погрешность будет значительно меньше остальных неопределенностей в подсчете добычи, так что можно будет пренебречь разницей в условиях сепарации.
Если этим вкладом пренебречь нельзя, то возможно вам необходимо рассмотреть возможность расчета композиционной модели, где можно учесть все изменения в условиях сепарации.
Спасибо за ответ. Расхождение по газовому фактору достаточно велико 1 Mscf/stb из differential test, и 0,95-0,75 из Separator tests. Я сейчас также рассматриваю возможность попробовать функцию SEPVALS чтобы учесть изменения на поверхности, смущает только что придется вводить вначале имменно менее исспользуемый сепаратор а именно ГОР 0,95, этих значений по истории давно нет, а большая часть нефти добыта именно с параметром 0,75.
Если давление не опускалось продолжительное время ниже Pb можно вообще с сепарацией не связываться, а считать через dead oil настроенный на пластовый флюид. Коррекцию на разные сепараторы можно потом в экселе сделать вытащив добычу по скважинам если есть желание. Если делать пост процессорную коррекцию то объемный фактор можно выбрать любой из двух.
речь не о сравнении диф с сепом, а о сравнении результатов получаемых по первой схеме и по второй схеме сепарации. Думаю что разница эта будет не существенна в сравнении с погрешностью измерений, про что и написал Евгений Викторович :)
У нас клиент довольно болезнено воспринимает изменения в Bo. Т.к. это влияет на утвержденный STOIIP. Похоже что тут однозначного подхода не может быть, везде есть свои плюсы, минусы, неточности и пренебрежения. Пожалуй переход к композиционной модели действительно выглядит предпочтительным.
Ваш подход интересный, но в нем есть подводные камни которые в будущем могут привести к ошибкам которые трудно будет найти.
По определению PVT таблицы Eclipse должны быть приведены к Stock Tank Oil (STB).
Не совсем понятно что имеется ввиду "настроенный на пластовый флюид"? Вы используете значения Bo из Differential Liberation Test? Если да, то смешивать понятие Residiul Oil and Stock Tank Oil выглядит не совсем корректно, даже если они в конечной стадии имеют одинаковые температуру и давление. Интересно было бы услышать разные точки зрения.
Вы поднимаете очень сложный вопрос относительно объемного коэффициента по разным видам разгазирования.
То что вы говорите про остаточную нефть после ДР - верно. Здесь не может быть разных точек зрения. Вид разгазирования влияет на свойства.
Но. Ответьте тогда на такой вопрос. В подсчете запасов подсчетные параметры должны приниматься по какому виду разгазирования и по какому они фактически принимаются?
Сейчас на шум еще visual73 прибежит. Ему эта тема очень близка :)
Предполагаю что для подсчета запасов надо исспользовать оптимальный Bo, другое дело что в начале разработке может быть другой сепаратор, или с годами может появиться сепаратор который не был ранее в наличии.
Кстати интересно для подсчетов запасов включаются методы увеличения добычи NGL (Natural Gas Liquids Recovery) или нет?
Ну если должны, приводите. Дифф тест тут вообще не причем, опять же если разработка идет выше Pb. У вас проблема не столько физическая, а бухгалтерская - как учесть два разных сепаратора. Можно конечно и композиционку прикрутить, и еще что нибудь эдакое, осторожно только чтобы заказчики потом смеяться не начали. Если вам нужен Bo, а в лабе сепаратор тест сильно отличается от ваших условий сепарации я вижу два пути: первый это сделать pvt модель в том же pvti или pvtsim, тогда можно вычислить любой Bo или второй способ, это отобрать пробы на сепараторе, получить ГФ, плотности нефти и газа после чего ручками подсчитать реальный Bo.
Если разработка идет выше Pb, то вам все равно нужен объемный коэффициент. Даже в слове PVDO он есть (на второй позиции).
DmitryI, как я понимаю, имел ввиду объемный коэффициент из какого эксперимента брать для настройки - из сепаратор теста или ДР?
С отбором вы, мне кажется, взяли дальний путь, да и тернистый он :)
Если данных для настройки модели уравнения состояния достаточно, то проще настроить модель и посчитать на нужные условия.
спасибо, кэп.
Не такой уж он и тернистый, состав определять не обязательно, только физ. свойства. Кстати заодно и глубинную пробу можно отобрать. Хотя в российских реалиях лучше все заменить продвинутым pvt моделированием.