Фев 15
Коллеги, возник еще один вопрос.
В ГДМ модели, до поры ло времени использовались кривые Vfp и Проспера.
Сейчас появилась альтернатива посчитать Vfp численно, в OLGA.
Для одной и той же скважины, кривые получается разные, какую корреляцию в Проспере ни применяй.....
Смысл всего этого в том, что скважины отключаются в разное время, в зависимости от того откуда взята таблица. Соотвественно это влияет на накопленную добычу из модели. Надо решать , кто прав.
Сейчас пытаюсь сопоставить два подхода и понять какая же из талиц ближе к правде. Сижу коррелирую кривые в Excel.
Есть ли опыт решения подобных задач ?
Опубликовано
17 Фев 2015
Активность
11
ответов
4849
просмотров
6
участников
0
Рейтинг
Идеальный вариант - адаптировать по реальному техрежиму реальной скважины. С учетом конструкции самой скважины и лифтового подъемника, разумеется. Можно для этого использовать результаты промысловых исследований на различных режимах. В общем и целом - если есть реальные данные по любой скважине (даже и не с моделируемого месторождения), имеет смысл откатать таблицы вертикального потока для одного-двух режимов и посмотреть, какие корреляции в какой программе показывают приемлемый результат. Много времени не займет, а результат будет. Главное - соблюсти подобие по КГФ (или ГФ) и влагонасыщенности.
давления и дебиты не получится затестить в таком случае. Слишком широкий диапазон
Все верно сказали. Также могут быть полезны знания о самих корелляциях, которые вы хотите использовать. Какие то разработаны для нефтяных скважин, какие то для газовых и газоконеднсатных. Подробнее можно в проспере глянуть или в книге мукерджи и брилла, многофазный поток в скважинах
Если у вас натуральный приток и не новое месторождение то должны быть реальные замеры давлений в работающих скважинах - по ним и смотрите. Если artificial lift то Propser вообще не нужен. А так в Prosper сейчас тоже есть корреляции от OLGA. И на самом деле OLGS 2P and Prosper 3 не сильно вроде отличаются.
№3 - что означает "слишком широкий диапазон"?
да вот как раз и вопрос то в том можно ли выйти на фактические данные, без натурных испытаний. Народ тут голову ломает как корреляции могут не сходится с числовым моделированием. Я тут думаю посылать их или пытаться решение
Используйте мультипликатор (ну или как там в проспере называется коэффициент подобия).
И простые аналитические корреляции и более сложные механистические модели требуют адаптации под фактические данные.
Как правило, сначала проводится бытрый анализ всех корреляций, выбирается наиболее точная (другими словами та которая наименьше всего расходится с фактическими данными), ну а затем она подгоняется под факт коэффициентами.
В совей практике я максимально возможно стараюсь избегать механистических моделей, так как они требуют значительно большего времени при дальнейшем использовании.
Нужны сравнивать с реальными данными. Разве модель OLGA-S не доступна в пропер? Или вы гоняете OLGA dynamic + ГДМ?
www.petex.com/includes/download.php?id=1
Насчет механистических моделей не согласен - точность превышает коррелации. Сам сравнивал со своими экспериментальными данными и не только.
https://www.onepetro.org/conference-paper/OTC-20617-MS
Я абсолютно согласен, что механистические модели более точные, но все равно требуют настройки. Но они еще и очень медленные.
Если к примеру вам надо сгенерировать несколько десятков VLP с широким диапазоном значений, а затем использовать их для прогнозов, то при использовании механистических моделей, скорость расчетов падает на порядок.
У нас обсчет интегрированной модели на прогноз с 24 часов увеличивался до недель.
взялись создать flowtables для новых, еще непробуренных скважин. в проспере и олга. По таблицам которые создает олга, скважины закрываются раньше и при больших дебитах. особенно ярко это наблюдается при большом содержании газа. Разбираюсь....