ЗА и ПРОТИВ гидродинамического моделирования газоконденсатных залежей средствами Blackoil

Последнее сообщение
sander 294 13
Сен 12

Интересно Ваше мнение в пользу использования Е100 или Е300 для случая газоконденсатного обьекта.

аргументы, качество, время, возможно есть ссылки на результаты тестов и просто мнения исходя из опыта...

Опубликовано
21 Сен 2012
Активность
Ноя 12
14
ответов
5823
просмотра
8
участников
0
Рейтинг
visual73 1945 17
Сен 12 #2
Antalik хорошо ответил, ф точку!
 
Read SPE paper and LinkedIn ))
sander 294 13
Сен 12 #3

уже неплохо, спасибо

если есть еще что-нибудь по этой теме, делитесь

visual73 1945 17
Сен 12 #4

"неплохо" - это три с минусом? А что нужно сделать чтобы получить оценку "отлично"? )))

Двух статей на тему композиционного моделирования будет достаточно?

Или ещё нужно всю библиотеку SPE прошерстить, и старые подшивки советских времён пролистать в библиотеке? ))

sander 294 13
Сен 12 #5

да не так все)). это не для вас неплохо, а для меня, значит мои познания в этой теме уже на три с минусом)

с удовольствием приму любые материалы!

visual73 1945 17
Сен 12 #6

"против" - не посчитаешь изменение содержания компонентов в динамике разработки залежи

2. для газоКнефтяной залежи - я тут уже поднимал топик - только EOS - ГНК, перераспределение компонентов

AGA 740 12
Сен 12 #7

Спасибо за ссылку на статью!!

intangible 98 15
Сен 12 #8
Статья хорошая, но она лишь частично ответила на вопрос, заданный автором темы. 
согласно статье - если нет газ-сайклинг процесса, при моделировании простого диплишн процесса, можно сделать удовлетворительный прогноз при помощи Блэк ойл таблиц даже если флюид - околокритичный с сильно выраженным композиционным градиентом.
Вопрос который как я понял задал автор: При каком значении газового фактора либо конденсат / газового фактора рекомендуется использовать композиционную модель? мы все знаем знаем  что это непрерывный спектр флюидов.. от сухого газа - точно блэк ойл. до критичного флюида - точно композиционка. а где проходит пограничный регион?
visual73 1945 17
Сен 12 #9

intangible пишет:

 а где проходит пограничный регион?

Пограничный район зависит не только от газосодержания, но и от других факторов, напр. времени расчёта конкретной модели ))

На мой взгляд, упрощать можно всё и беспредельно, вопрос в потерях которые мы понесём в результате этого упрощения. Поэтому лучше делать всё, чтобы никакого упрощения не было вовсе. Но коненчо в разумных пределах и по существующим на данный момент возможностям.

Летучая нефть (от 300 м3/м3) - как термин определённый ещё в 1979 г., - хорошая граница деления BO и EOS. Дальше - варианты. Для ГК - от 300 см3/м3 и выше ))) Волшебная цифра, не могу от неё отвертеться ))

AGA 740 12
Сен 12 #10

Тут, наверное, необходимо руководствоваться тем, какие результаты ты хочешь получить от моделирования. Нужна грубая прикидка, или сделать все по уму с композиционной моделью..

panchik 201 14
Сен 12 #11

AGA пишет:

Тут, наверное, необходимо руководствоваться тем, какие результаты ты хочешь получить от моделирования. Нужна грубая прикидка, или сделать все по уму с композиционной моделью..

Всегда думал, что этим нужно руководствоваться в каждом случае :)

AGA 740 12
Сен 12 #12

panchik пишет:

Всегда думал, что этим нужно руководствоваться в каждом случае :)

Так точно! =)

VIT 1111 18
Сен 12 #13

Полностью согласен (и даже моделировал) что если нет сайклинга/закачки газа то Black oil можно настроить на удовлетворительный результат. Редко когда нужно предсказывать точный композиционный состав добываемого флюида (если только это не LNG plant), обычно нужен ГФ, а для этого Black oil самое то.

Temr 140 17
Ноя 12 #14

Можно гибридный вариант для месторождений с историей

Настройка отборов , давлений динамики обводненнсоти в блакойле 

И финальная доработка прогонка модели в компазиционке 

Go to top