0
Фев 12
Кто использует альфа коэффициенты в композиционном моделриовании откликнетись.
Тут вопрос возник, кто и как определяет альфа коэффициенты для компонентов в композиционном моделриовании?
Или вообще не используете?
Опубликовано
21 Фев 2012
Активность
14
ответов
3866
просмотров
5
участников
0
Рейтинг
Вы про сплиттинг?
Не знаю как это называется но статью можно посмотреть вот с этой ссылки
http://www.onepetro.org/mslib/app/Preview.do?paperNumber=SPE-143379-MS&societyCode=SPE
не, это другой альфа коэффициент ))
Везде эти альфы, букв им не хватает))
Это разработка...тут вряд ли кто-то занимался этим. Мартос я слышал занимался, спроси у него ))
Народ, давайте поможем коллеге!
Можем, здесь имеется в виду коэффициенты A и B в уравнении Пенга-Робинсона. ProMan напиши задачу конкретнее (какой симулятор, какое уравнение состояние), попробуем сообразить...
У меня, по крайне мере, если куча примеров композиционных моделей в Eclipse...
lemon, очень признателен за желание помочь.
Как visual73 уже заметил это в основном касается разработки месторождения, не уровнения Пенга-Робинсона.
Конкретно - определяет количество связаной нефти.
lemon, это не уравнение состояния. И в общем случае это не голое PVT/флюиды, иначе бы я знал. Это именно разработка, я эту тему - остаточная нефтенасыщенность - слабо себе представляю. Да и статью только поверхностно просмотрел, с переводом немного сложновато мне.
Поэтому я пасс, извините.
lemon, погляди SPE, поймёшь о чём речь.
ProMan,
посмотри в ECLIPSE TD страницы, начиная с 362 (2011.2 версия)
Альфа - это коэффициенты диффузии для компонентов. В уравнениях симулятора выступают как множители подвижности.
Ссылка на SPE - статья 22591.
Гоша, спасибо за сылки, но меня интересует прикладная часть. До сих пор не встречал применения в Эклипсе. Думаю этому может быть 2 варианта ответа.
1. Не важно
2. Не работает так как надо в Эклипсе
Потому что смотрю статьи и вижу что люди пытались этот феномен воспроизвести различными другими способами.
Есть третий вариант :)
3. Может быть это нужно было только TOTAL, поэтому кроме TOTAL это никто не использует.
По теме (субъективно) : в дополнение к этим альфа-коэффициентам есть слово SOR (SORMW) - "неиспаряющаяся" остаточная нефть. Потому как для обычных фазовых проницаемостей при снижении давления (или существенном изменении композиционного состава за счет смешивания при одном и том же давлении) нефть видимо переходила в газовую фазу и фактическая остаточная нефтенасыщенность в модели стремилась к нулю. Чтобы этого не происходило ввели слово SOR, придумав подходящее научное объяснение феномена неснижаемой остаточной насыщенности с помощью альфа-коэффициентов.
Отсюда вопрос, ответ на который влечет заключение о целесообразности использования всех этих хитрых опций : вы качаете СО2 или другой агент для смешивания, чтоб у вас этот феномен присутствовал или наблюдаете феномен на керне / в PVT-лаборатории?
это конкретная информация или лишь твои догадки?
При закачке газа я должен видеть увеличение приемистости до какого-то определенного уровня, а не до абсолютного значения что влияет на давление и объема закачки в конечном счете.
Про TOTAL: это информация из заголовка/аннотации SPE статьи - авторы из TOTAL
Про SOR: это слово введено в 2011 версии, где пофиксили баги SORMW1 (его теперь не надо использовать)
Так что, вполне можешь считать конкретной информацией.
Верно, речь идет о коеффицентах диффузии для отдельных компонентов. Своего рода относительные проницаемости но не для целых фаз а для компонентов, например более эффективная вязкостная фильтрация метана относительно пентана/гептана . Мы использовали их как сенситивити для матчинга скорости увеличения газового фактора для околокритичной нефте-газоконденстаной смеси.. Посоветовал нам это попробовать консультант из БиПи. Коэфиценты были взяты как параметр который можно изменять для получение хорошего схождения. В нашем случе, то чего можно было добиться с этими коеффицентами, можно было также добиться простым изменением смешивающихся и несмешивающихся кривых относительной проницаемости.. ужс.. русский язык забыл
Хех у нас такая же фигня была когда моделировали закачку СО2. остаточня нефтенасыщенность была "0" ! это все изза подразумеваемого мгновенного фазового равновесия в каждой клетке на каждом таймстепе. теперь буду знать про SOR.
Че то я не врубляюсь. Я про снижение приемистости в нагнетательных скважинах писал, а ты что то про газовый фактор какие-то кривые.
Проясни что за газовый фактор что за кривые смешивания и не смешивания?