Май 10
Кто знает какие ключевые слова в Eclipse E300 позволяет задавать модель флюида отдельно адаптированную для пластовых условий и отдельно для наземных условий. Читал что это возможно и задаётся как-то через шифт-параметр от температуры.
Опубликовано
27 мая 2010
Активность
72
ответа
9919
просмотров
11
участников
0
Рейтинг
Для себя то я уже уяснил в общих чертах, осталось описать для других почему так... ))).
Спасибо
А если газонефтяная залежь всё же задана как 2 PVT региона (для газа и для нефти), можно ли в гидродинамическом симуляторе менять размер этих регионов во время симулирования? Т.е. например я задал два региона, начал симулировать разработку, и на 20-ый год разработки решил увеличить газовый регион, и соответственно уменьшить нефтяной. Возможно ли переназначить размер этих регионов, напр. в Эклипсе?
И потом, почему не физично? Если можно то как раз я смогу двигать ГНК, что и требовалось в одном из верхних сообщений, для двух регионов PVT...
А зачем нужно самому "двигать ГНК" руками ?
Если нужно посчитать добычу нефти/газа выше/ниже ГНК, то для этого есть соответствующие векторы SUMMARY (WOPRA, WOPRB и т д)
Т.к. при едином резервуаре ГНК движется сам сабой а при разных регионах движения не происходит то и...
Помогут ли в данном случае вышеназванные слова, я не знаю.
Да я понимаю что он движется в процессе разработки, но ведь сам, а не "силой воли" инженера
А, так вот оно что.. Регионы сделали и это мешает контакту. Еще один аргумент в пользу единого региона (кроме того, что скважины протыкают разные регионы и это плохо)
Ну да
В настоящий момент я уверен что именно единые свойства должны характеризовать композиционную модель нефтегазовой залежи.
а что показывает практика?
мой коллега мешал смеси и готовил модели EOS, но все они грешили большой погрешностью при расчетах
в E300. Линейные итерации само собой, однако на контакта твориться полная Ж...
после долгих мучений, практика показала, что подбор и матчинг смеси на лаб. данные часто просто
не возможен. начинается поиск неопределенностей, копание в лабораторках, потом в отборе проб,
потом в носу.... затем модель сажается на подсчет - blackoil - все счастливы.
Ув. коллега упомянул Карачаганак. Много наслышан, что ,кто только там не делал модели, отбор проб и пр.
Почему именно Витсон ? интересно посмотреть на лекции да и на модель
Проблема плохих экспериментальных замеров - была, есть и будет.
Я считаю, что проблема любого моделирования (в т.ч. EOS) решается не сложно. Уравнение состояния очень резиновое, и его можно подстроить под любую реальную флюидную систему. Но это не означает что его можно натянуть на плохие данные. Ошибки в экспериментах делают невозможным построение нормальной модели (в большей степени это относится к EOS). Итог: сначала приводим в порядок эксперимент, потом матчим. Эксперты решают такие проблемы на раз-два-три. Всё дело в опыте и знаниях.
Лекции Витсона посмотри .
Он преподаёт кажется в Норвегии. Мировой эксперт по PVT.
Модель Карачаганака у него хорошая получилась. Если не ошибаюсь на каждые 50 м он выдаёт состав флюида и единые свойства фракций (т.е. одна модель но составы разные, так как на самом деле и есть). И всё у него хорошо бьётся и с ГНК и с экспериментами.
Так что учиться, учиться, учиться. Всем кто хочет изучать этот вопрос )).
Уважаемый Alexey S!
Большое спасибо за Ваш совет. Но к сожалению Вы опоздали. Если Вы взглянете на начальное сообщение этой темы, то догадаетесь, что столько времени модель не делают, даже по Карачаганаку )).
Модель этого месторождения давно уже сделана и сдана. Недавнее поднятие снова этой темы мною, было вызвано новой работой связанной с анализом сделанной модели и её сравнением с другой, ...другого типа )). Моей целью стояло правильно обосновать нецелесообразность моделирования последнего варианта.
А вариант BlackOil вообще даже не рассматривался. Если Вы почитаете сообщения выше, то поймёте почему - нельзя моделировать газонефтяные залежи этим типом когда идёт сильный массообмен между разными фазами флюида.
А по поводу качества материала - из любого материала можно сделать конфетку. И требуется для этого совсем немного - знать о флюиде больше, чем другие - а уж если вы сидите на этом месторождении, то это легко ).
Вар
А моделей по Карачаганаку было много потому что по мере изучения флюидной системы, расширялось и сознание людей, появлялись новые теории. Из последних: Ps<Pr на ГНК например. Витсон и потренировался ).
Мечта у меня поработать с ним ). Жаль вот на конференцию не успел слетать, будет скоро хорошая ). Там и Педерсен будет, Каринка ))
Спасибо, линк отличный!
Вы, уже говорите , почти как В.И. Ленин:
" Учиться, учиться и учиться....."
А что, вы думаете о творении витсона (PVTx-roxar) если сравнивать с PVTi, ну и PVTsim ?
А вот этого я и не знал )))
В общем-то PVTx - это вторая моя программ по моделированию с которой я познакомился ), первая была Брусиловского грамуллина ))).
Ну, я бы сказал так - до конца не доведённая она. После того как она перестала быть оксфордской и стала роксаровской принципиальных вещей в ней не много появилось. Выдаёт порой глюки. Но и PVTi ведь тоже глючная. В пользу последней - намного глубже продуманная теоретическая основа, в пользу первой - есть слимТюб )), да и фейс поприятнее. Но после того как PVTx мне выдала херню и не сообщила об этом, я пересел на ай, которая всегда пишет - "немонотонно"!
А полноценно поддерживают свой продукт только симы, но и цена у них соответствующая. Лидер рынка ))). Каринка рулит!
Хвалят ещё CMG-шный продукт - winProp, но я с ним не работал. Фейс вроде ужасный там.
Здравствуйте!
Столкнулся с аналогичной проблемой создания единого EOS для газоконденсатной залежи с большой нефтяной оторочкой. Послушал лекции Curties Whitson - он рекомендует создавать единое уравнение. Попытался найти литературу по данному вопросу. Смог отыскать только статью spe 36244. Авторы утверждают, что для описания различных фаз необходимо использовать компоненты с различными свойствами, то есть по сути составлять разные EOS.
Всё правильно Витсон рекомендует. Модель должна быть одна и для газовой шапки и для нефтяной оторочки, различие в фазовом состоянии и в свойствах флюидов достигаются разностью составов. Составы разные, но равновесные на ГНК. Всё остальное (свойства фракций, уравнение) единое. Это бывает не просто из-за проблем в качестве экспериментальных данных, но к этому нужно стремиться. Для любой системы можно создать единую модель.
...но для чисто метановой шапки и тяжёлой нефти, это будет всё же не самое лучшее решение
В продолжение темы. Я работаю над газоконденсатной залежью с значительной нефтяной оторочкой (Венесуэла, начало разработки в 1950-е).Залежь начала разбуриваться с газоконденсатной части. Начальное пластовое давление составляет около 4516 Psig. По одной скважине из газоконденсатной части отобрано несколько глубинных проб. По всем пробам экспериментально получено одинаковое значение давления начала конденсации - 4400 psig. Проведены эксперименты - CCE, CVD, определён компонентный состав до С6+. Через десять лет после начала разработки залежи была пробурена первая скважина в нефтяной оторочке. По ней также была отобрано несколько глубинных проб и определено давление насыщения (3450 psig) при разнице в абсолютных отметках между глубинами перфораций по скважинам, по которым был проведен отбор проб, около 120 метров. За период до начала отбора пробы из нефтяной части пластовое давление упало до 3700-3800 psig. Во всех рекомендациях утверждается, что при создании EOS необходимо максимально полно использовать имеющиеся PVT данные. Я настроил EOS на экспериментальные данные по газоконденсатной части. Получилась хорошая сходимость с экспериментальными данным, в т.ч. удалось довольно точно рассчитать по EOS глубину определенного газонефтяного контакта. Каким образом в данном случае лучше использовать информацию по PVT исследованиям по скважине из нефтяной части? Может быть имеет смысл использовать данные по нефтяной части в качестве параметра по адаптации? Скажем, попытаться получить "модельный" состав флюида в нефтяной части, максимально близкий к отобранному на дату отбора? Либо возможен ход рассуждений, по которому нефтяная оторочка не разрабатывалась 10 лет и на неё не оказывала серьезного влияния добыча из газоконденсатной части, а выпавший при снижении давления ниже Dew point в газоконденсатной части конденсат был неподвижен, то можно создавать единое EOS на основе данных как по нефтяной части, так и по газоконденсатной?
Я более склонен ко второму сценарию. Но конечно надо и то и другое прогнать, какая из них более логична и быстро накладывается на историю ту и бери, тебе же надо быстро адаптировать.
Кроме этого если скважина далеко находиться от остальных добывающих и при первом прогоне видно, что поле давления не дошло до нефтяной скважины или же дошло но не так существенно то придерживаться второго сценария.
Страницы