Экспорт Таблиц Свойств Нефти В Pvti

Последнее сообщение
Eugene 554 12
Окт 07

Народ, SOS!
Кто-нибудь толком понимает в методах создания таблиц при экспорте таблиц свойств нефти в PVTi?
Там пять методов, про которые немного написано в техническом описании. Но я так и не могу решить какой из методов надо использовать для связки PVTO&PVDG.

visual73 2142 12
Окт 07 #1

Eugene пишет:

Народ, SOS!
Кто-нибудь толком понимает в методах создания таблиц при экспорте таблиц свойств нефти в PVTi?
Там пять методов, про которые немного написано в техническом описании. Но я так и не могу решить какой из методов надо использовать для связки PVTO&PVDG.

А конкретней... че не понятно то?

Eugene 554 12
Окт 07 #2

Непонятен результат выгрузки.
1.Берем Report от DL
2.Выгружаем таблицы одним из методов с использованием того же DL
3.Сравниваем таблицы и Report и не находим ничего общего!
Отсюда и вытекает вопрос. Уравнение настраивали-настраивали, чтобы получить схождение с экспериментом - получили один набор данных. После выгрузки третий (или еще +4 в зависимости от метода). И что тогда считать нашими смоделированными свойствами? Если то, что в PVTi в Report'ах идет, то тогда, что за цифры идут в модель в виде таблиц?

Eugene 554 12
Окт 07 #3

Есть хто-нить живой то? ... smile.gif
Неужели никто не разу с этим не сталкивался?

Eugene 554 12
Окт 07 #4

Судя по просмотрам как минимум призраки заглядывали в эту тему smile.gif
Ну хорошо! Отзовитесь хоть кто-нибудь у кого есть опыт работы в PVTi или других EOS пакетах.

AlexM 41 12
Окт 07 #5

Eugene

Ответ можно получить на правильно поставленный вопрос wink.gif
А так не понятно в чем проблема ("Доктор у меня болит. Что болит?. Все болит.")
Что не совпадает? какие параметры? при каких условия?
Почему бы не привести здесь отчет и таблицу?

Eugene 554 12
Окт 07 #6

Это верно. Но, стоит отметить, что опытный врач способен найти ответ, если случай был в практике. Симптомы я описывал выше и их достаточно чтобы увидеть о чем речь.

Но если досконально, то в live oil таблицы (PVTO) пишутся Bo, Rs и Visc в зависимости от давления (при постоянной температуре)
Каждый из методов создания таблиц дает свой результат, при условии что не меняются условия сепарации и используется один и то же эксперимент по дифф. разгазированию.

На основании чего выбирать метод?

P.S. Данные пока предоставить не могу...

AlexM 41 12
Окт 07 #7

Я "врач" в этих делах не опытный, да и с PVTi работал не всю жизнь ;-)
Просто у меня не было таких проблем, а может уже забыл о таких.

Цитата

то в live oil таблицы (PVTO) пишутся Bo, Rs и Visc в зависимости от давления (при постоянной температуре)

это не совсем так, но это наверное не важно.

P.S. все ответы есть в мануалах.

Eugene 554 12
Окт 07 #8

AlexM пишет:

Я "врач" в этих делах не опытный, да и с PVTi работал не всю жизнь ;-)
Просто у меня не было таких проблем, а может уже забыл о таких.

это не совсем так, но это наверное не важно.

P.S. все ответы есть в мануалах.


Это некачественное общение. Какой смысл этого сообщения? Найти неточность в формулировке. Я ее могу переписать из мануала.

Если проблем нет, то объясните последовательно, какой результат выгрузки правильный.

AlexM 41 12
Окт 07 #9

Input data:

Код

Components    ZI    Weight fraction    Mol Weight    Spec Gravity
     (percent)     (percent)        
C1    60    14.586        
C2    10    4.5567        
C3    5    3.3411        
IC4    3    2.6423        
NC4    2    1.7616        
IC5    2    2.1867        
NC5    3    3.28        
C6    2    2.5458        
C7    1    1.4547        
C8+    12    63.645    350    0.88643

Report DL:

Код

Expt DL1  :   Differential Liberation                

Peng-Robinson         (3-Parm)  on ZI       with PR corr.              
Lohrenz-Bray-Clark Viscosity Correlation                                
Density units are                KG/M3  
Specific volume units are        M3/KG-ML
Viscosity units are              CPOISE  
Surface Tension units are        DYNES/CM
Gas-Oil Ratio units are          SM3/SM3
Relative Volume units are        RM3/SM3
Gas FVF units are                RM3/SM3
Extracted Gas Volume units are   M3      
Oil Relative Volume units are    M3/SM3  

Specified temperature            Deg K               353.1500

Relative Oil Saturated Volume (Bo(Pbub))               2.1700

GOR calc. is Gas Vol at STC/Stock Tank Oil Vol                          
Oil Rel Vol calc. is Stage Vol oil/Stock Tank Oil Vol                  

------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
                         GOR      Total RelVol  Oil RelVol    Liq Dens  
Pressure   Inserted ------------ ------------ ------------ ------------
BARSA      Point     Calculated   Calculated   Calculated   Calculated  
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
     289.896 - Psat      395.4934       2.1700       2.1700     590.7384
     289.896             395.4934       2.1700       2.1700     590.7384
     264.882             336.9056       2.2494       2.0118     610.5044
     256.668             320.0304       2.2794       1.9664     616.7652
     216.186             249.6070       2.4693       1.7781     646.3743
     102.667             115.5762       4.2042       1.4196     725.7614
      51.333              70.3519       8.1449       1.2937     763.5797
      10.266              29.0260      42.5235       1.1592     805.7457
       1.026 @ Tres                   463.4487       1.0283     841.5996
       1.013 @ Tstd                   396.4934       1.0000     865.4196
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------

Export PVTi tables:

Код

-- DENSITY created by PVTi
-- Units: kg /m^3     kg /m^3     kg /m^3
DENSITY
--
-- Fluid Densities at Surface Conditions
--
        864.9195   1000.0000      1.0553
/

--PVTi--End of PVTi generated section--
-- Column Properties are:
--       'Oil GOR'    'PSAT'    'Oil FVF'    'Oil Visc'
-- Units: sm3 /sm3     bar     rm3 /sm3     cp
PVTO
--
-- Live Oil PVT Properties (Dissolved Gas)
--
          0.0000      1.0266      1.0283      2.5412
                     10.2668      1.0276      2.5634
                     51.3338      1.0248      2.6589
                    102.6676      1.0216      2.7726
                    216.1860      1.0155      3.0032
                    256.6689      1.0136      3.0793
                    264.8823      1.0132      3.0944
                    289.8965      1.0121      3.1396 /
          9.2965     10.2668      1.0681      1.3452
                     51.3338      1.0616      1.4435
                    102.6676      1.0545      1.5622
                    216.1860      1.0417      1.8093
                    256.6689      1.0379      1.8926
                    264.8823      1.0371      1.9092
                    289.8965      1.0350      1.9591 /
         52.7486     51.3338      1.2146      0.9152
                    102.6676      1.2031      1.0126
                    216.1860      1.1827      1.2197
                    256.6689      1.1767      1.2909
                    264.8823      1.1756      1.3051
                    289.8965      1.1722      1.3482 /
        102.0251    102.6676      1.3615      0.6343
                    216.1860      1.3304      0.7940
                    256.6689      1.3215      0.8499
                    264.8823      1.3198      0.8611
                    289.8965      1.3148      0.8953 /
        243.6487    216.1860      1.7555      0.3020
                    256.6689      1.7346      0.3300
                    264.8823      1.7307      0.3357
                    289.8965      1.7194      0.3531 /
        316.5366    256.6689      1.9537      0.2342
                    264.8823      1.9483      0.2385
                    289.8965      1.9327      0.2516 /
        333.8639    264.8823      2.0008      0.2224
                    289.8965      1.9841      0.2347 /
        393.8128    289.8965      2.1637      0.1897
                    296.9893      2.1589      0.1932 /
/

Вроде параметры совпадают :-)

Eugene 554 12
Окт 07 #10

Это не совсем так.
Для давления насыщения, посчитанного в DL - Bo и Rs в PVTO другие. Но это, скорее всего, поправка на сепаратор. В данном случае, изменения незначительные, хотя, в общем, это зависит от заданного сепаратора.

Так что еще стоит уточнить каким методом создавались таблицы и какой сепаратор определен при выгрузке.

Ну, а чтобы вернуться к моему вопросу, надо выгрузить таблицы остальными методами...

Eugene 554 12
Ноя 07 #11

AlexM, начало было положено хорошее. Хочется видеть продолжение...

AlexM 41 12
Ноя 07 #12

Евгений
Продолжение по мере возможностей, надо же делать свою работу. Но это так отвлечение от темы. smile.gif

В DL Рb считается для состава и заданной температуры и соответственно Во, GOR.
В PVTO есть зависимость Во, Vis от различных давлений и определенной (пластовой) температуры.
В примере:
DL
Pb - 290 bar
GOR - 395.5 m3/m3
Bo - 2.17

PVTO для GOR - 394 m3/m3
Pb - 290 bar
Bo - 2.164

т.к. GOR в PVTO немного меньше чем в DL, то и Bo немного меньше (меньше газа менее сжимаема смесь)

Я думаю все остальное понятно rolleyes.gifPVTi.png

Mishgen 145 11
Ноя 07 #13

Крики отчаяния при работе с выгрузкой из PVTi думаю еще будут раздаваться. Основная проблема - отсутствие описания и механизмов управления при генерации таблиц.
При выгрузке разными методами получаем разные таблицы. Причем при низком газосодержании в отдельных методах может не оказаться "вашего". Скажем пластовое RS=30, а таблица по "Moses" начинается с 48. А хочется увидеть строку таблицы со "своим" газосодержанием для пластового давления и проверить, что и FVF и вязкость соответствует результатам регрессии. Имел случай убедиться что при выгрузке таблицы PVTO вязкость может не соответствовать полученной по регрессии. Причем проконтролировать это ты можешь только если тебе повезло и строка с пластовым RS присутсвует. Я не самый опытный пользователь PVTi, много чего не знаю, но простой пример - открываем VOLOIL из стандартных примеров (ecl\200X\pvti\data), выгружаем Coats, W&T, Diff, Moses .... Даже без регрессии - уровнение состояния одно, параметры одни, вязкости считаются одинаково (или нет?) а результат ...
Привожу пример (из VOLOIL.PVI выгрзка в метрик) только по две строки из каждого метода (основные с Pbub) :

RS Pbub FVF Visc
54.0379 35.8319 1.2529 0.3807 W&T
94.5623 70.0300 1.3744 0.3139
---
54.0299 35.8319 1.2528 0.3808 Coats
94.5482 70.0300 1.3744 0.3139
---
49.8083 15.4233 1.2361 0.4359 Diff
84.4792 35.8319 1.3351 0.3807

Упс, похоже давление насыщения и вязкости конкретно отличаются.
--
61.8378 15.4233 1.2529 0.4359 Moses
96.9809 35.8319 1.3533 0.3807

Опять ... при RS=94 вязкость по Coats 0.31, а при RS=97(газа больше) ... вязкость по Moses 0.38.

Почему обращаю внимание на вязкость? На ней однажды споткнулся и боролся долго. Закончилось набиванием врукопашную с эксперемнтов из PVTi. Благо небольшой диапазон решил задавать. А давление насыщения как объяснить разное?

Понимаю, что "стандартные" методики и "правильные" таблицы из Coats и W&T - но проверяю что PVTi навыгружал - ВСЕГДА (после случая, когда выгрузилась вязкость в два раза меньше чем на экране).

Думаю методики нужные и работают "лучше других" в каких-то своих специализированных случаях, скажем для тяжелых высоковязких нефтей один выгрузчик, для легких с очень большим RS - другие ... но где-бы об этом почитать ...

Eugene 554 12
Ноя 07 #14

К сожалению, рассуждения неверны.

PVTO считается для разных давлений насыщения. Т.е. GOR и Bo - результаты счета, а точнее решения уравнения материального баланса.

В скриншоте видно, что для создания таблиц взят тот же эксперимент DL, распечатка которого была приведена раньше. И в отчете и в PVTO есть это же давление насыщения. Только GOR и Bo при нем другие...
Так вот если задать сепаратор не SC, а хотя бы двухступенчатый, то результаты при том же давлении насыщения будут отличаться от уже имеющихся двух smile.gif

Так что не стоит забывать, что поправка на сепаратор при выгрузке присутствует всегда.
В моем случае, Rs с сепаратором 94.71, Bo - 1.195, а без(точнее с SC, заданным по умолчанию) Rs - 110.78, Bo - 1.234. Разница есть.

А если теперь в поле где написано Whitson&Torp выбрать другой метод, то получится еще один вариант, который отличается от всех полученных выше.
Так что комбинируя поправку на сепаратор и метод можно из одних и тех же данных наклепать кучу таблиц.

Мой вопрос заключается в том, какой метод надо выбрать и на чем основывать свой выбор?

AlexM 41 12
Ноя 07 #15

Выбор метода проводить на знаниях и опыте. rolleyes.gif Посмотрите ограничения и область применения тех или иных методов.
Разные методы (соответствующие данному типу флюида) дадут разные результаты (обычно сильно друг от друга не отличаются).
С другой стороны с какой точностью вы хотите получить результаты? С точностью до 3 знака после запятой?
А смысл такой точности, если входные данные с разбросом в лучшем случаи +/- 10-20%.
Теперь на счет сепаратора. Если есть сепаратор то GOR и Bo будут другими, это одна из задач сепаратора, максимум в жидкой фазе.

P.S. все выше сказанное только мое мнение, а не истинна ;-)
Истина где то рядом rolleyes.gif

Mishgen 145 11
Ноя 07 #16

Eugene пишет:

К сожалению, рассуждения неверны.

PVTO считается для разных давлений насыщения. Т.е. GOR и Bo - результаты счета, а точнее решения уравнения материального баланса.

......

Так что комбинируя поправку на сепаратор и метод можно из одних и тех же данных наклепать кучу таблиц.

Мой вопрос заключается в том, какой метод надо выбрать и на чем основывать свой выбор?


Про сепаратор и отличие RS и Boil для разных сепараторов.

С помощью PVTi нефть и газ в Eclipse из пластовых условий приводятся или к стандартным поверхностным условиям (кстати стоит вспомнить, что стандартные условия PVTi отличаются от Российских стандартных условий и их надо менять) или к условиям "после сепарации".

Пластовая система одна и та же, но при разгазировании одноступенчатом и при многоступенчатой сепарации Гф получаем разный ВСЕГДА. Это нормальное явление и в PVT отчетах легко можно убедиться что Гф при дифф. разгазировании всегда больше чем при однократном. Тоже касается и сепаратора - Гф выше при ступенчатой сеперации. Когда мы готовим табличные значения PVT свойств нам предлагают (вполне резонно) выбрать метод сепарации, чтобы ECLIPSE посчитал количесво газа и нефти на поверхности исходя из наших условий сепарации.

Вообще деление на нефть и газ углеводородов в модели "серой" нефти Eclipse достаточно условно, что есть нефть а что газ зависит .... от сепаратора. Что и отразилось в выгрузке PVTi.

А вот какой метод выбрать ... знаю что стандартный W&T и Coats. Знаю что за PVTi таблицы стоит проверять. А вот зачем остальные методы и почему глючит PVTi на отдельных составах .... не знаю.

С уважением,
Инженер
P.S. Прошу прощения, но Вы видимо имели в виду "уравнение состояния", а не "материального баланса".

Mishgen 145 11
Ноя 07 #17

AlexM пишет:

Выбор метода проводить на знаниях и опыте. 8) Посмотрите ограничения и область применения тех или иных методов.
Разные методы (соответствующие данному типу флюида) дадут разные результаты (обычно сильно друг от друга не отличаются).
С другой стороны с какой точностью вы хотите получить результаты? С точностью до 3 знака после запятой?
А смысл такой точности, если входные данные с разбросом в лучшем случаи +/- 10-20%.
Теперь на счет сепаратора. Если есть сепаратор то GOR и Bo будут другими, это одна из задач сепаратора, максимум в жидкой фазе.

P.S. все выше сказанное только мое мнение, а не истинна ;-)
Истина где то рядом 8)


Алексей,
А где можно посмотреть ограничения и область применения тех или иных методов?

Вынужден не согласиться с Вашем высказыванием о точности. Вязкость 0.31 вместо 0.38 это +22.5% в дебите. Разница в давлении насыщения 70 или 35 атм полученная при выгрузке методом W&T и Differential при BHP=50атм становиться очень принципиальна. Думаю тут проблема как раз в "области применения".

На счет сепратора согласен.

С уважением,
Инженер

Eugene 554 12
Ноя 07 #18

AlexM последнее сообщение снова неинформативно. Я сюда обратился за разъяснениями. Если есть информация, то дайте ссылку, выдержку и т.п., то что позволит закрыть тему.

Mishgen, первое сообщение было в тему. Ура! Не только я это видел... Только объяснения не вполне правильны.
Да не будут совпадать выгрузка и результаты регрессии! Сами же пишете про сепаратор. Так вот PVTO - это дифференциальное разгазирование, поправленное на условия сепарации

Принципиальные отличия методик можно прочитать в мануале по PVTi в разделе Output for Eclipse simulators, там упоминаются все методики. Но вывода о том, какой из них когда будет уместен - нет. Что в принципе логично.

Есть такое интересное наблюдение. Создайте два эксперимента DL, отличающиеся только количеством шагов в каждом из них. Запускайте и сравнивайте результаты. Они должны отличаться. На мой взгляд, это объяснимо...

P.S. to Mishgen
Нет. Я имел ввиду закон сохранения массы.

AlexM 41 12
Ноя 07 #19

Euqene
Ни чем Вам не могу помочь.

Mishgen
Об области применения методов наверное можно найти в SPE,
если не ошибаюсь их приводил на лекциях William McCain (на основе типа исходных данных используемых при создании методов).
Вроде еще были в учебниках Брусиловского.
Насчет точности, это реальность, +/- 20% в дебит это еще очень хорошо.
Я очень редко встречал хорошие данные.

visual73 2142 12
Ноя 07 #20

Во! сколько понаписали, а я и забыл про эту темку smile.gif
Ну че, разобрались что ли в вопросах?
Могу добавить что дифференциальное разгазирование при экспорте в гидродинамику корректируют на сеп. тест. Первоначальником этого был Мозес, где-то у меня статейка была такая. Ну а потом похоже повыдумывали разных методов. И вроде как Витсон считается лучшим. Это типа как с уравнениями - лучший Пенг-Робинсон 3 параметрический, но если хочется можно и по Ридли_квонгу посчитать wink.gif
Нужно поискать этих друзей в литературе импортной . А вообще, про это на ЦКР точно спрашивать не будут smile.gif Поэтому не заморачивайтесь
А газосодержание по диф кстати при некоторых условиях бывает меньше чем по стадартной! Вот такие фокусы бывают!

Eugene 554 12
Ноя 07 #21

Конкретных ответов нет!
Про коррекцию на сепаратор написано у Дейка, например. Суть проста. Это учитывается в ПВТи в методах создания таблиц.
Вообще-то в мануале к ПВТи есть небольшое описание процедур. Некую разницу в методах уловить оттуда можно, но вывод о применимости сделать нельзя. Статья, на которую ссылаются в описании я нашел. Она по Whitson&Torp, но это не сильно помогает. Это, можно сказать, не с той стороны заход. Методы обоснованы, вопрос в применениях.

Фокусов в дифф. разгазировании нет. Если даже вообразить, что при дифф. разгазировании газ удаляется с поверхности раздела (не берем в рассчет пену) на каждой ступени, что повышает площадь для выхода газа из раствора, что должно увеличить в итоге количество газа освобожденного из раствора, не стоит забывать о том, что растворимость оставшегося в растворе газа после каждой ступени меняется.

visual73 2142 12
Ноя 07 #22

Eugene пишет:

Статья, на которую ссылаются в описании я нашел. Она по Whitson&Torp, но это не сильно помогает.
Фокусов в дифф. разгазировании нет. Если даже вообразить, что при дифф. разгазировании газ удаляется с поверхности раздела (не берем в рассчет пену) на каждой ступени, что повышает площадь для выхода газа из раствора, что должно увеличить в итоге количество газа освобожденного из раствора, не стоит забывать о том, что растворимость оставшегося в растворе газа после каждой ступени меняется.


Поделитесь пожалуйста статьей, буду премного благодарен.
Про диф. разгазирование ничего не понял. Так Вы согласны с тем что газосодержание по диф в редких случаях бывает меньше чем по однократному, или нет?

Eugene 554 12
Ноя 07 #23

Это JPT статья Evaluating Constant-Volume Depletion Data // C.H. Whitson, S.B. Torp 1983

Если заинтересовала, пиши мыло в личку перешлю.

По дифф. разгазированию вывод - да. Но не уверен, что это редкость smile.gif Сейчас работаю с м/р, где все пробы показывают такой результат.

visual73 2142 12
Ноя 07 #24

Eugene пишет:

Это JPT статья Evaluating Constant-Volume Depletion Data // C.H. Whitson, S.B. Torp 1983

Если заинтересовала, пиши мыло в личку перешлю.

По дифф. разгазированию вывод - да. Но не уверен, что это редкость smile.gif Сейчас работаю с м/р, где все пробы показывают такой результат.


Отписал в личку.

Очень интересно!!! А как Вы думаете с чем это связано? Какие то может закономерности есть у Вас на уме. Ведь не у каждого месторождения такое встречается. А какое месторождение, если не секрет, с такими пробами? Или хотя бы основные параметры (GOR, b, Ps, рн в пласт и ст. усл., глубина залегания, пластовое или массивное, Рпл) Это экспериментальные PVT?

visual73 2142 12
Ноя 07 #25

Eugene
на счет статьи, как? Поможите?

ARG 14 1
Янв 18 #26

Здравствуйте. Скажите, пожалуйста, на сколько корректно, что в PVTi значения газосодержания, объемного коэффициента из отчета (report) по стандартной сепарации близки к значениям выдаваем в выгрузке PVTO&PVDG из дифференциального разгазирования DL при условии "Starndard Conditions"?

PVI файл модели в файле архиве "primer initial 2 with injection".

На нефтегазоконденстаной залежи были отобраны устьевые пробы нефти и газа, которые рекомбинировались в лаборатории на утвержденное газосодержание. Я настроился на лабораторные результаты стандартной (SEPS1) и ступенчатой (SEPS2) сепарации рекомбинированной пробы ZI. По настроенной модели получил состав равновесного газа и насыщением на давление насыщения равное начальному пластовому давлению (257 бар) при начальной пластовой температуре определил искомый состав ZINIT. Для флюида ZINIT эксперимент SEPS3 соответствует стандартной сепарации, эксперимент SEPS4 - сепарации согласно схеме обустройства. В прикрепленных txt файлах приведены отчеты (report) по стандартной  сепарации и по схеме обустройста. Получились значения газосодержания и объемного коэффициента - 164,9м3/м3, 1.446 для станд. сеп. и 152.3м3/м3, 1.401 для сепарации по схеме обустройства. При экспорте таблицы PVTO&PVDG из эксперимента дифференциального разазирования DL2 при стандартных условиях получены значения 165.2м3/м3, 1.446 (см. прикрепленый файл "Primer Initial 2 with injection DL2.PVO").

 

Go to top