PVTi нормальная прога, один из лидеров рынка )). Рекомендую. PVTp не пробовал. Каппа не для этого. Excel - главный инструмент естествоиспытателя )

Бери пвтАй и пилите Шура пилите )). В Эклипсе при создании проекта также есть возможность счёта по корреляциям, так что если данных PVT совсем нет, то достаточно будет плотностей сеп нефти газа и газосодержания, сразу выгрузишь PVTG+PVTO.

Жирный газ - это газ, обычно нефтерастворённый, который в стандартных условиях содержит много гомологов метана - С2+, и С5+. Соответственно метана в нём мало. Ты хочешь моделить пластовый газ? Тогда это не жирный газ, а пластовый (газоконденсат - в русской транскрипции)

либо нефтерастворённый с большим содержанием С5+)) на ступенях р и т

sander пишет:

visual73 пишет:

Жирный газ - это газ, обычно нефтерастворённый, который в стандартных условиях содержит много гомологов метана - С2+, и С5+. Соответственно метана в нём мало. Ты хочешь моделить пластовый газ? Тогда это не жирный газ, а пластовый (газоконденсат - в русской транскрипции)

@PVTG - PVT-свойства жирного газа (с испаряемой нефтью). Данные включают в себя NTPVT (см. параметр 2 ключевого слова TABDIMS в разделе RUNSPEC) таблиц PVT-функций для жирного газа.@ (взято из справочного ркуководства по еклипсу) у буржуев так... хз 

не всё что у буржуев написано по английски правильно переводится дословно. Я говорю про российский термин "жирный газ" употребляемый среди инженеров и в литературе - это не тот же самый термин, что приведён в руководстве эклипс на английском языке. Переводить нужно понимая это.

sander пишет:

насколько я знаю по кореляциям просчитать свойтва пвт можно при создании модели флюида в петреле (но там не предусмотрено создание таблицы "пвтж"(((  максимум что можно это "пвто" и "пвдж"), а как это сделать в еклипсе чёто не припомню...  нагадайте пожалуйста

В Офисе при создании проекта покопайся, найдёшь.

Жирный газ - это газ для которого пластовая температура выше крикондентермы, при этом содержащаяся в газе УВ жидкость (газовый бензин) в пластовых условиях не выпадает, а выпадает только в поверхностном сепарационном оборудовании. Причем количество этой жидкости тем больше, чем ниже температура сепарации. Для обыных же ретроградных систем (газоконденсаты) пластовая температура ниже крикондентермы, поэтому содержащиеся в них УВ жидкости выпадают в пластовых условиях.

Насколько я помню жирные газы формируются либо в условиях высокотемпературных залежей, когда происходит естественная деструкция ретроградной системы. Либо из керогена болотного типа.

sander пишет:

"Жирный газ - это газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины. Сухим принято считать газ, в 1 м3 которого содержится меньше 60 г газового бензина, а жирным если в 1 м3 содержится более 60 г газового бензина." 

---

Источник: Кудинов В.И. «Основы нефтегазового дела»

 

 

Жирный газ - это газ в стандартных условиях. Wet gas - это любой газ в т.ч. и под давлением, из которого выделяется конденсат в стандартных условиях. В этом разница.

Как тебя зацепило то...прямо слово не вставишь. Сыплешь терминами как заправский эксперт. Вопросы тока что-то на экспертные не тянут. Удачи!

Вот kochichiro всё правильно написал про Wet gas. 

А русский термин "жирный газ" не тоже самое что wet gas. Вот это нужно понимать.

Прямо такие горячие споры ни о чём. Да называй как хочешь, мне то по барабану ))

kochichiro пишет:

Жирный газ - это газ для которого пластовая температура выше крикондентермы,

У иностранцев тоже есть некоторая двоякость. С одной сторона wet gas -это такая особенная газосонденсатная система - reservoir gas. C другой стороны при выгрузке PVTG для нефтяной системы - нефтерастворённый газ на ступенях снижения давления ниже Psat тоже называют wet gas.

Так что получается две разновидности )))

позволю себе внести немного может быть ясности. если отойти от енциклопедических определий и типичной буржуйской литературной терминологии, а говорить языком практического инжиниринга, то я бы предложил следущие определиния, какие ходят в быту инженеров:

alex_stan пишет:

позволю себе внести немного может быть ясности.

собственно это и есть буржуйская терминология, ничего нового. Только расшифровка этих понятий уж очень запутанная у вас, в особенности последняя. Можно всё выразить проще взяв книжку и переведя с английского.

alex_stan пишет:

позволю себе внести немного может быть ясности.

Каждый из вышеперечисленных терминов - это прежде всего пластовый газ - единое целое находящееся в пласте в газообразном состоянии, а уже потом либо газ, либо газ с нефтью.

visual73 пишет:

это прежде всего пластовый газ - единое целое находящееся в пласте в газообразном состоянии, а уже потом либо газ, либо газ с нефтью.

вы считаете это менее запутаным? помоему это тоже самое) кому как удобней или кто как привык тот те или иные термины и использует, имхо. просто кто-то любит сначала правый ботинок зашнуровать а потом левый а кто-то наоборот и каждый считает что он делает правильно, хотя на самом деле оба делают правильно, главное ведь чтоб два ботинка были зашнурованы и всего то)

sander пишет:

 печально, то так же как и в Пети в Офисе нет видно возможности для создания PVTG...

Возвращаясь к существу вопроса.

Офис и Петрел не имеют средств моделирования PVT-эксперимента, в отличие от упомянутых PVTi, PVTpro итд. 

Так что, sander, остается только осваивать спец софт по PVT и получать PVTG через моделирование эскперимента +excel как всегда незаменим.

Делать желательно в том пакете, который прилагается к симулятору (будь-то PVTi или WinProps) - потому что экспорт сразу в нужном для симулятора формате перекроет неудобства интерфейса программы (а ручная правка таблиц, полученных сторонним способом, наоборот, приведет к непредсказуемым выкрутасам гидродинамического симулятора).

Гоша пишет:

sander пишет:

 печально, то так же как и в Пети в Офисе нет видно возможности для создания PVTG...

 

Возвращаясь к существу вопроса.

Офис и Петрел не имеют средств моделирования PVT-эксперимента, в отличие от упомянутых PVTi, PVTpro итд. 

Так что, sander, остается только осваивать спец софт по PVT и получать PVTG через моделирование эскперимента +excel как всегда незаменим.

Делать желательно в том пакете, который прилагается к симулятору (будь-то PVTi или WinProps) - потому что экспорт сразу в нужном для симулятора формате перекроет неудобства интерфейса программы (а ручная правка таблиц, полученных сторонним способом, наоборот, приведет к непредсказуемым выкрутасам гидродинамического симулятора).

А я повторяю, что в Эклипсе имеется средство выгрузки PVTO/PVTG используя опубликованные корреляции. Это не уравнение состояния, но в умелых руках - вещь хорошая. Конечно, при наличии полноценных PVT исследований необходимо юзать именно свой эксперимент, но для предварительных расчётов, например при открытии залежи, когда известно только GOR, да плотность нефти  - самое оно! ))

С конвертацией форматов конечно "не фонтан", но при желании жить можно, не сильно держась за симулятор одной фирмы. Кроме того, основные проблемы связаны с PVTi в котором никакого экспорта кроме Eclipse нету. Недавно неплохо конвертил выгрузку для Eclipse в экспорт для Tempest. Были некоторые проблемки, но на стадии подсовывания Темпесту они оперативно решаются. Гланое  - иметь мозк ))

Остальные же программы в основном конвертят в любые форматы.

Гоша. Как дополнение к твоему сообщению, чисто моё ИМХО.

А то люди тут горячие, ещё обидятся ))

visual73 пишет:

С конвертацией форматов конечно "не фонтан", но при желании жить можно, не сильно держась за симулятор одной фирмы. 

PVTsim вроде как должен выгружать в разные форматы симуляторов.

Гоша пишет:

visual73 пишет:

С конвертацией форматов конечно "не фонтан", но при желании жить можно, не сильно держась за симулятор одной фирмы. 

PVTsim вроде как должен выгружать в разные форматы симуляторов.

Ну да ))) Я так и написал )).

visual73 пишет:

Остальные же программы в основном конвертят в любые форматы.

 В остальных программах, в т.ч. в PVTSim, почти везде работает автоматический экспорт в любой формат ГД симулятора. Наиболее богатым мне видится PVTSim, в котором даже корреляции присутствуют, т.е. как в Eclipse не имея экспериментальных данных PVT можно выгрузить таблички в любой ГД симулятор ))). Сказка просто ))), хотя я предпочитаю юзать свои утилитки с корреляциями, т.к. существует много тонкостей использования этих зарубежных корреляций, как то "перевод единиц в русские размерности", и ограниченный список самих корреляций.

Паша, ты мне лучше скажи если я сначала сделаю блакойл с жирным газом настрою динамику все на давлениях выше насыщения

и прогоню аотом настроенную модель в компазиционке, в чем будет разница повдеения флюида кроме гравитационного эффекта стекания тяжелых УВ

Temr пишет:

Паша, ты мне лучше скажи если я сначала сделаю блакойл с жирным газом настрою динамику все на давлениях выше насыщения

и прогоню аотом настроенную модель в компазиционке, в чем будет разница повдеения флюида кроме гравитационного эффекта стекания тяжелых УВ

Виктор,

начнём с того, что когда ты создаёшь модель пластового флюида (или в зарубежной транслитерации - настраиваешь уравнение состояния), то нет никакого блэкойла. Есть композиция (!), т.е. состав. Модель пластового флюида всегда композиционная (исключение составляет случай когда экспериментальные данные PVT отсутствуют, тогда имеем дело с корреляциями и тут выход только один - black oil). Другой вопрос как дальше ты хочешь использовать свою модель пластового флюида в ГДМ, и как следствие, в каком формате выгрузить модель пластового флюида для ГД симулятора - black oil или EOS. Если пластовая система и процесс разработки у тебя простой, то вполне достаточно первого формата, если сложный - адаптируем модель под возможно минимальное количество компонентов (что б модель флюида хорошо работала, и чтобы ГД симулятор не захлебнулся).

Какие процессы сложные, где нужно использовать композиционное моделирование? 1. Закачка газа (свеллинг, сайклинг); 2. Летучие нефти от 200 м3/м3 - желательно, от 500 м3/м3 - обязательно (границы условны). 3. Нефтяное месторождение с газовой шапкой (С5+ 200-300 г/м3).

Короче везде, где будет происходить массообмен, изменение свойств сепарированных флюидов (плотность нефти) с разработкой, нужно использовать композиционное моделирование. Black oil как слепок, снимок, его можно сделать и с динамичного процесса, но всё равно он останется слепком. Природные изменения вызванные вышеназванными процессами начнут резко отличаться от этого слепка при разработке, как итог - противоречие факта (добыча) с расчётом.

Ну и последнее. Если у тебя однофазная залежь, давление насыщения стремится к атмосферному )) (нет, это уже иррационально :) ), ну оно настолько мало по сравнению с бешенным пластовым давлением, что тебе нужно просто посчитать разработку (без закачек) на долгие годы, до падения Рпл ниже Рнас. В этом случае, можешь смело использовать формат black oil :).

Рекомендую почитать статью SPE 63087. У тебя же с английским всё нормально. Как переведёшь пришли мне :)

Также очень хорошие специалисты (в т.ч. по PVT: особо отмечу Brian Moffatt и Jeff Creek, очень крутые чуваки :) ) есть в linkedin. Присоединяйся )).

P.S. гравитационный эффект кстати часто отсутствует. Вспомни Тенгиз, Кашаган (море). Про это Былинкин ещё в своей докторской писал. Я могу ещё привести пример Оренбургских месторождений, где можность пластов не велика (до 100 м), но сама природа флюидов показывает, что если бы резервуар был 1 км, то мы бы градацию практически не зафиксировали, всё укладывается в погрешность современных приборов.

P.S.S. кстати про градацию! Былинкин ещё один Карачаганак раскопал! Не поверишь - это Уренгой! Очень похожие вещи, но резервуар не массивный, бешенные расстояния. К сожалению, материалов не достаёт, всё разбито на участки, каждый сам себе хозяин, чё имею (исследования) - никому не дам :(

Красиво написал :)

Да красиво написал, спору нет.

По поводу гнрафитационного эффекта, здесь как раз товарищи с Перры утверждают обратное .

Спасибо за совет, вообщем так как я не спец по вопросам ПВТ , спрошу с чисто техничекой точки зрения, так сказать на пальцах

Есть залежь кол-во активных ячеек 1 млн

Залежь газоконденсатная кол-во компонентов 12 

Задача настроить модель на 20 лет истории так около 190 скважин 

срок настройки 1 месяц

Вообщем если все это барахло я буду гонять на самой мощной рабочей станции то время расчета будет около 10-15 часов 

настраивать такую модель по отборам нефти и прорывам газа забойным давлениям будет невозможно

вот я и подумал что так как на интервалах перфорации практически во всех скважинах давление не падает ниже давления насыщения то можно сначала настроить в блак ойиле а потом прогнать и штрихануть, так сказать , в компазиционке

Что скажешь, май френд

ЗЫ, а как ты понял что

"Рекомендую почитать статью SPE 63087. У тебя же с английским всё нормально. Как переведёшь пришли мне :)"

в статье написано что надо , по картинкам чтоли ???

Temr пишет:

ЗЫ, а как ты понял что

"Рекомендую почитать статью SPE 63087. У тебя же с английским всё нормально. Как переведёшь пришли мне :)"

в статье написано что надо , по картинкам чтоли ???

ну, я же не совсем олух, термины я прекрасно рулю как свой родной, ну и крайняк могу и в лингво залезть )). Просто не свободно владею и чувствую в этом свою проблему, т.к. наука вся там, в статьях и книгах, а затраты времени на перевод у меня очень большие. Понятно? ))

Temr пишет:

Да красиво написал, спору нет.

По поводу гнрафитационного эффекта, здесь как раз товарищи с Перры утверждают обратное .

Да, кстати, ещё один тип забыл который нужно через EOS - газоконденсатные залежи с существенным содержанием С5+. Собственно они подпадают под "изменение свойств сепарированной нефти (конденсата)".

Temr пишет:

...Перры утверждают обратное .

их уважаю, да. Один Витсон чего стоит ))

Temr пишет:

Есть залежь кол-во активных ячеек 1 млн

Залежь газоконденсатная кол-во компонентов 12 

Задача настроить модель на 20 лет истории так около 190 скважин 

срок настройки 1 месяц

Вообщем если все это барахло я буду гонять на самой мощной рабочей станции то время расчета будет около 10-15 часов 

настраивать такую модель по отборам нефти и прорывам газа забойным давлениям будет невозможно

вот я и подумал что так как на интервалах перфорации практически во всех скважинах давление не падает ниже давления насыщения то можно сначала настроить в блак ойиле а потом прогнать и штрихануть, так сказать , в компазиционке

Что скажешь, май френд

Собственно не скажу ничего нового. Все так и делают. Сначало грубо всё считают в черновую на блэкойле.  А на чистовой вариант через EOS. Данные немного скорректируются.

А уменьшить число компонентов никак нельзя? 12 -много

Там оторочки нет? И каков градиент GOR по высоте? Мощность пласта?

Кстати выводы по этой SPE -шки занятные ))

есть отороочка , 50 м3 на 100 метров этажность 1200 метров ( по градиенту могу соврать)

по поводу умьшения щас ребята шаманят 

ща закачиваю твой документ, почитаю поделюсь

Temr пишет:

есть отороочка , 50 м3 на 100 метров этажность 1200 метров ( по градиенту могу соврать)

по поводу умьшения щас ребята шаманят 

ща закачиваю твой документ, почитаю поделюсь

Напиши что за месторождение? можно в личку :) Уж больно всё красиво, прям как на Карачаганаке :)

Тадам , угадал , и как это у тебя получилось ))?

просто не думал что всё так просто

Сколько же его можно мусолить? )) Уже наверное только ленивый об него копья не сломал.

Ну распределение Rv от глубины ты допустим сделаешь в блэкойле. А нефтяную оторочку разве можно?

Думаю несходняк будет крутой при блэкойле. Уж на что писано-переписано, что практически везде можно обойтись блэкойлом, а вот нет же,  Пера то выгрузили EOS. Видел я их отчёт. И Былинкину помогал С5+ и Кизвл считать по ихним составам. Они же кажется через каждые 50 метров составы выгрузили.

Да ты прав через каждые 50, однако попытаюсь, посмотри что получиться, ведь все равно 

Мы его не мусолим просто там не все так просто , сам знаешь работаем оперативно .

материал конечно золотой, кто понимает внём толк ))

Да, ты крут, Паша)))

Здравствуйте.

Подскажите, пожалуйста, правильно ли я понимаю, что при просмотре отчета

Report из эксперимента  CVD в ПК Eclipse PVTi:  Fluid Z есть пластовый газ, Fluid X - выпавший насыщенный конденсат,

Vapor Y - газ сепарации. У меня стоит задача - зная начальный сосотав газа, содержащего конденсат,

определить состав при снижении пластового давления.

Физично ли то, что в Report для Fluid Z при снижении давления мольное содеражение С5+( сумма пяти всевдокомпонент)

возрастает? Для Vapor Z всё логично, с уменьшением давления мольное содержание С5+ уменьшается до давления максимальной конденсации, далее возрастает.