Тонкости PVTO

Последнее сообщение
Helga 1 15
Дек 07

Уважаемые коллеги, подскажите пожалуйста...!!Модель нефти с растворенным газом. Ключевое слово PVTO предполагает задание свойств как насыщенной так и недонасыщеной нефти. Согласно хелпу , если свойства недонасыщенной нефти (объемный, вязкость) заданы при максимальном газосодержании, то для остальных точек эклипс сам будет интерполировать свойства выше точки давления насыщения. тогда следуя данной логике мы получаем для каждого газосодержания свое давление насыщения?

volvlad 2257 16
Дек 07 #1

Построение модели "живой" нефти необходимо в том случае, если в залежи присутствует газ в свободнов виде - изначально была газовая шапка или пластовое давление достигло начального давления насыщения.

После того как давление достигло Pb, из нефти начинает выделятся газ, тем самым менятся компонентный состав, и следовательно меняются все свойства нефти - вязкость, объемный фактор, газосодержание и давление насыщения. Все эти параметры будут непрерывно менятся по мере снижения пластового давления и выделения газа из нефти.

В Eclipse как минимум 2 секции в PVTO должны быть заполнены - для undersaturated oil (Rsi, Pbi) и для какой-нибудь saturated oil (Rs и Pb), ниже начального давления насыщения (Pbi). Т.е. для этих пунктов должны быть заданы таблицы значеий вязкости и Bo. Для остальных значений Pb, лежащих между этими Eclipse линейно проинтерполирует значения Bo и вязкости автоматически.
Лучше конечно, если выполен нормальный PVT анализ, заполнить больше секций, данные будут точнее.

Вот еще замечание из мануала по эклипсу о методе интерполяции:
- ECLIPSE 100 linearly interpolates the reciprocals of Bo and (Bo*Visco ) between data points, rather than the values themselves.
- ECLIPSE 300 linearly interpolates the reciprocals of Bo but Visco is interpolated directly.

visual73 2141 15
Дек 07 #2

Helga пишет:

если свойства недонасыщенной нефти (объемный, вязкость) заданы при максимальном газосодержании, то для остальных точек эклипс сам будет интерполировать свойства выше точки давления насыщения. тогда следуя данной логике мы получаем для каждого газосодержания свое давление насыщения?

Вообще я не понял эту фразу: "если свойства недонасыщенной нефти заданы при максимальном газосодержании"! Как это, как это? smile.gif
Если нефть "недонасыщена", а правильнее сказать пережата, то свойства могут быть экстраполированы или интерполированы. Вязкость в данном случае изменяется прямолинейно, другие параметры просто линейно, изгибаясь. Газосодержание и Ps не изменяются для одной системы.
В PVTO входят несколько таблиц описывающих разные системы, т.к. 1. Во время разработки (когда Pпл снижается ниже Ps) газосодержание снижается и соответственно снижается Ps. 2. На начальные условия (когда Рпл выше Ps) в залежи может изменяться газосодержание по горизонтали и вертикали, и как следствие и Ps тоже. А систему мы описываем pvt-свойствами скажем на середину залежи
Все эти случаи и описаны в PVTO.
Похоже как раз по п.2 и задан вопрос smile.gif

sigiz 118 14
Апр 09 #3

Коллеги объясните пожалуйста что такое "недонасыщенная невть" и с чем ее едят? в каком случае ее необходимо описывать в PVTO?

volvlad 2257 16
Апр 09 #4

sigiz пишет:

Коллеги объясните пожалуйста что такое "недонасыщенная невть" и с чем ее едят? в каком случае ее необходимо описывать в PVTO?

Недонасыщенная - это значит, что она выше начального давления насыщения Pbi, т.е. в ней теоретически еще можно растворить газ (насытить).
Если при разработке не планируется снижение пластового давления ниже Pbi, то можно моделировать и с помошью PVDO. Если же Pb достаточон высокое, забойное давление значительно ниже Pb или в некоторых зоных будет происходить существенное выделение газа, то PVTO.
В первом случае конечно тоже никто не запрещает использовать PVTO.

sigiz 118 14
Апр 09 #5

V. Volkov пишет:

Недонасыщенная - это значит, что она выше начального давления насыщения Pbi, т.е. в ней теоретически еще можно растворить газ (насытить).
Если при разработке не планируется снижение пластового давления ниже Pbi, то можно моделировать и с помошью PVDO. Если же Pb достаточон высокое, забойное давление значительно ниже Pb или в некоторых зоных будет происходить существенное выделение газа, то PVTO.
В первом случае конечно тоже никто не запрещает использовать PVTO.

все ясно большое спасибо

sigiz 118 14
Апр 09 #6

Коллеги подскажите пожалуйста бывает такое ?Clip.jpg

wo_bugs 172 16
Апр 09 #7

А Ps это давление насыщения (в данной редакции видимо saturation), которое еще иногда обозначается как Pb (временами bubble point)?
Я видел корреляции (например Standing), когда полсле перехода давления насыщения и при снижении давления GOR меняется практически линейно. От Rsi до нуля.
Что Вы сделали, чтобы получить этот график?

sigiz 118 14
Апр 09 #8

wo_bugs пишет:

А Ps это давление насыщения (в данной редакции видимо saturation), которое еще иногда обозначается как Pb (временами bubble point)?
Я видел корреляции (например Standing), когда полсле перехода давления насыщения и при снижении давления GOR меняется практически линейно. От Rsi до нуля.
Что Вы сделали, чтобы получить этот график?

в принципе я ничего не делал это данные полцченные из Эклипса. Интересует то что я не нашел PVT кореллции описывающие данный вид, вот и засомневался в корректности данных

wo_bugs 172 16
Апр 09 #9

Если вы забрали данные с PVTO, то график вполне разумный. Там ведь для каждого Rs свой Pb, похоже это и построено.

sigiz 118 14
Апр 09 #10

т.е. а разве может газовый фактор изменятся при выше давления насыщения (все стандартные корелляционные зависимости не описывают такое поведение) ?

Mishgen 145 15
Апр 09 #11

sigiz пишет:

т.е. а разве может газовый фактор изменятся при выше давления насыщения (все стандартные корелляционные зависимости не описывают такое поведение) ?

Прошу прощения, но мне кажется график построен в Excel - может что-то напутали? Нельзя картинку из софта сделать или данные (таЛБички) из которых строили (если это ключевое слово PVTO например) опубликовать. Иначе ... бред какой-то (или я подписи осей понимаю не правильно).

С уважением,
Инженер

Mishgen 145 15
Апр 09 #12

wo_bugs пишет:

Если вы забрали данные с PVTO, то график вполне разумный. Там ведь для каждого Rs свой Pb, похоже это и построено.

Наверное так и есть, построена зависимость как давление насыщения изменяется от газосодержания ... но причем тут тогда Pb=const на графике? :-(

С уважением,
Инженер
P.S. газосодержание (RS) != газовый фактор (GOR)

sigiz 118 14
Апр 09 #13

Mishgen пишет:

Прошу прощения, но мне кажется график построен в Excel - может что-то напутали? Нельзя картинку из софта сделать или данные (таЛБички) из которых строили (если это ключевое слово PVTO например) опубликовать. Иначе ... бред какой-то (или я подписи осей понимаю не правильно).

С уважением,
Инженер

вот табличка мне немного не понятно раз при зависимостях допустим Бегса при Pb=const выше этого значения так же GOR=const но если мы ниже Pb то давление зависит от газового фактора так?Clip_2.jpg

wo_bugs 172 16
Апр 09 #14

Mishgen пишет:

Наверное так и есть, построена зависимость как давление насыщения изменяется от газосодержания ... но причем тут тогда Pb=const на графике? :-(

С уважением,
Инженер
P.S. газосодержание (RS) != газовый фактор (GOR)


Похоже, что нефть siqiz это та, у которой GOR 0.416. Вот для нее Pb будет 1670, а GOR выше этого давления постоянный (потому-то он и не написан для давлений 2015.5, 2015.75 и т.д...), а ниже этого давления GOR будет падать. Я так понимаю эту таблицу.
Все остальное, это другие соотношения нефть/газ при рекомбинации, которые PVTi выдумывает автоматически. Например, если вы захотите растворить в нефти газ, чтобы GOR стал 0.5198, придется создать давление 2044. На тупую, хочешь больше газа, дай больше давления.
Уж не знаю, зачеи Эклипсу столько информации, но видимо бывают случаи, когда это необходимо.

Вообще-то поздновато упоминать, но в Reference Manual PVTO описан достаточно подробно. Чтобы привести мысли в порядок лучше там почитать.

Гоша 1199 16
Апр 09 #15

Повторюсь (см. PS пост Mishgen-а)

Газовый фактор (GOR, он же Production GOR) - это тот попутный газ, что измеряется при добыче,
а газосодержание (Rs, иногда называемый Solution GOR) - это тот газ, который фактически растворен в нефти, оценивается в лаборатории.

Это не одно и то же.

Поэтому GOR при P >= Pb постоянный, но Pb зависит от Rs.

sigiz 118 14
Апр 09 #16

всем огромное спасибо супер доперло smile.gif

sigiz 118 14
Апр 09 #17

господа дело движется и вопросов тоже все больше и больше
обьясните плиз что значят вские газонасыщенности приведенные на рисункеClip_2.jpg

VIT 1124 16
Апр 09 #18

sigiz пишет:

господа дело движется и вопросов тоже все больше и больше
обьясните плиз что значят вские газонасыщенности приведенные на рисунке


sigiz, может стоит сперва основы теории немного почитать, глядишь и вопросов меньше станет.

1. PVTO, сделана в первую очередь для упрощенной эмуляции композиционных задач, а именно когда есть black oil и образуется вторичная газовая шапка или присутсвует первичная. wo_bugs эклипсу необходимо иметь несколько таблиц для Rs чтобы расчитывать поведение системы при волнообразном поведении давления когда растворенный газ выходит, а потом растворяется обратно. Во-вторых, в случаях если есть градиент свойств нефти в пласте.
2. sigiz: "вот табличка мне немного не понятно раз при зависимостях допустим Бегса при Pb=const выше этого значения так же GOR=const но если мы ниже Pb то давление зависит от газового фактора так?" - давление первично и не от чего не зависит, ну разве что от дяди который нефть добывает wink.gif
3. В последний таблице есть 3 газовых фактора: растворенный газ в нефти, общий газовый фактор с учетом свободного газа и газ растворенный в воде.

sigiz 118 14
Апр 09 #19

VIT пишет:

sigiz, может стоит сперва основы теории немного почитать, глядишь и вопросов меньше станет.

1. PVTO, сделана в первую очередь для упрощенной эмуляции композиционных задач, а именно когда есть black oil и образуется вторичная газовая шапка или присутсвует первичная. wo_bugs эклипсу необходимо иметь несколько таблиц для Rs чтобы расчитывать поведение системы при волнообразном поведении давления когда растворенный газ выходит, а потом растворяется обратно. Во-вторых, в случаях если есть градиент свойств нефти в пласте.
2. sigiz: "вот табличка мне немного не понятно раз при зависимостях допустим Бегса при Pb=const выше этого значения так же GOR=const но если мы ниже Pb то давление зависит от газового фактора так?" - давление первично и не от чего не зависит, ну разве что от дяди который нефть добывает wink.gif
3. В последний таблице есть 3 газовых фактора: растворенный газ в нефти, общий газовый фактор с учетом свободного газа и газ растворенный в воде.

с удовольствием прочитаю но где? а так приходится учится у старших товарищей sad.gif

Oxana.V.Bruh 33 13
Май 09 #20

sigiz пишет:

с удовольствием прочитаю но где? а так приходится учится у старших товарищей sad.gif

Могу скинуть хелп по офису, там подробно для новичков описано как создавать модель с нуля.
Но вам - мой совет 'sigiz' - пока модель считается, читайте книжки по разработке. unsure.gif
Удачи вам в нелёгком начинании....

Irina 66 16
Май 09 #21

sigiz пишет:

с удовольствием прочитаю но где? а так приходится учится у старших товарищей sad.gif

А разве в любом учебнике по разработке не описывается фазовое поведение УВ? Если нет, еще раз горжусь, что ХВ закончила, отдельное спасибо Тане Деевой за этот курс.
А если серьезно, то у вас немного странные зависимости, приведенные в таблице из Эклипса. не удивлюсь, если в процессе счета у вас возникнут если не проблемы, то, как минимум, предупреждения. Обычно PVTi очень аккуратно выгружает эту таблицу, и все узлы по давлению при любом газосодержании совпадают.
Теперь о том, как строится сама таблица. Все достаточно просто: после того. как Вы, смачите все необходимые параметры и настроите свою флюидальныую модель, Вы получите некую УВ смесь с заданными свойствами, в данном случае Rs, и зависящем от него давлением насыщения. Если говорить о корреляциях, то они описывают именно данную конкретную смесь и зависимость ее свойств (например, того же газосодержания или вязкости) от давления. замечу отдельно, что описывают с какой-то погрешностью, на то они и корреляции. Если говорить о работе на истощении залежи недонасыщенной нефти, то при падении пластового давления до давления насыщения газосодержание остается постоянным (то же самое, естественно, описывает корреляция), объемный возрастает, вязкость падает. Ниже давления насыщения из первоначальной смеси начинает выделяться свободный газ. тут начинаются фокусы, когда газосодержание отличается от ГОРа и многие другие прелести. По сути, вместо первоначальной УВ смеси вы получаете 2 фазы - свободный газ и "новую" нефть - с меньшим газосодержанием. Само собой, что Эклипс должен иметь возможность корректно это описать. поэтому появляются строки с меньшим Rs. если будете пользоваться корреляциями, то при прочих равных (кроме давления насыщения, если оно в корреляции требуется) просто задаете меньшее газосодержание и получаете зависимость для этой "новой нефти". PVTi - штука умная, она этот процесс не на глазок, а с использованием уравнения состояния делает, получается более точно. Если после этого Вы вдруг каким-то образом увеличите давление в пласте то образовавшийся газ может перераствориться в нефти и получится нефть с бОльшим газосодержанием, чем первоначальная. И этот процесс программа тоже должна описать, с чем она успешно и справляется. Процесс происходит аналогично. Т.о. при выгрузке у вас есть зависимости от давления нескольких различных УВ смесей (их кол-во равно кол-ву узлов Rs), программе это надо для адекватного описания различных возможных процессов в пласте. То, что Вы привели на первом экселевском графике - это, по сути зависимость газосодержания от давления при очень высоком значении газосодержания, что надо очень редко на практике. если Вам нужна зависимость газосодержания Вашей первоначальной нефти от давления, то вы должны выбрать строки "газосодержание-давление" до давления насыщения, а при всех давлениях выше смело рисуйте горизонтальную прямую, как в корреляции.
Уф! Целый трактат, надеюсь, что хотя бы понятно.

Павел Масленов 2 13
Май 09 #22

Коллеги объясните пожалуйста что такое "недонасыщенная невть" и с чем ее едят? в каком случае ее необходимо описывать в PVTO?

Irina 66 16
Май 09 #23

V. Volkov пишет:

Недонасыщенная - это значит, что она выше начального давления насыщения Pbi, т.е. в ней теоретически еще можно растворить газ (насытить).
Если при разработке не планируется снижение пластового давления ниже Pbi, то можно моделировать и с помошью PVDO. Если же Pb достаточон высокое, забойное давление значительно ниже Pb или в некоторых зоных будет происходить существенное выделение газа, то PVTO.
В первом случае конечно тоже никто не запрещает использовать PVTO.


+1
Если месторождение нефтяное, и пластовое давление выше, чем давление насыщения пластовой нефти, то такая нефть и называется недонасыщенной.

visual73 2141 15
Май 09 #24

Irina пишет:

+1
Если месторождение нефтяное, и пластовое давление выше, чем давление насыщения пластовой нефти, то такая нефть и называется недонасыщенной.


Для сведения.
Понятие "недонасыщенная нефть" в корне не верно, т.к. существуют флюидные системы в которые сколько бы мы не добавляли газа, и какой бы состав газа не был, он не будет растворяться и Ps не достигнет Pпл.
Понимая так сказать "не физичность" этого термина, системы с Ps<Pпл следует называть "пережатая нефть".

Книги - это не "истина в последней инстанции", в особенности старые. Новые открытия начисто перечеркивают теории 60-70 гг.

Mishgen 145 15
Май 09 #25

visual73 пишет:

Для сведения.
Понятие "недонасыщенная нефть" в корне не верно, т.к. существуют флюидные системы в которые сколько бы мы не добавляли газа, и какой бы состав газа не был, он не будет растворяться и Ps не достигнет Pпл.
Понимая так сказать "не физичность" этого термина, системы с Ps<Pпл следует называть "пережатая нефть".

Книги - это не "истина в последней инстанции", в особенности старые. Новые открытия начисто перечеркивают теории 60-70 гг.

Можно вопрос профессионалам?
Вот Вы говорите - " существуют флюидные системы ... в которых газ не будет растворятся", подразумевается видимо, что существуют и "флюидные системы в которых газ растворяться будет". А вот сколько времени занимает этот процесс? Имеется в виду вопрос - может ли техногенная газовая шапка быть "поглощена" пластом после значительного поднятия пластового давления и в какие сроки?
В моем понимании лабораторные эксперименты по смешиванию не корректны, поскольку они подразумевают "контактное" растворение или "поглощение", в то время как в породе процесс будет происходить ... быстрее? медленнее? ХЗ?

С уважением,
Инженер.

visual73 2141 15
Май 09 #26

Mishgen пишет:

В моем понимании лабораторные эксперименты по смешиванию не корректны

О_о!! Можете предложить что-то иное для оценки параметров используемых для подсчета и проектирования разработки?)))
Вообще есть опыт SlimTube, вот и экспериментируйте на здоровье.
Есть еще вариант - создать реальную модель пласта - вырыть карьер с километр глубиной, насыпать песочек, положить глинку, накачать туда...)) ООО laugh.gif
До реальности нам далеко. МАТРИЦА! laugh.gif

visual73 2141 15
Май 09 #27

visual73 пишет:

МАТРИЦА! laugh.gif


Советую почитать Ханта и Тиссо - очень интересно, познавательно, и многие вопросы такого типа отпадут )

Ermek 2 13
Май 09 #28

1-й вопрос:
есть таблица PVTO -
Rs Pb FVF Visc
0 1 1.0055 12.55 /
6.48751 12.6 1.0286 10 /
14.2192 27.6 1.0511 9 /
21.7731 43.3 1.0689 8.2 /
24.8836 51 1.0757 8 /
26.9987 64.9 1.081 7.7
120 1.07 7.8 /
допустим пластовое давление падает ниже давления насыщения. соответственно, газ выделился, газосодержание уменьшилось, должны быть уже другие кривые, описывающие свойства нефти. эти кривые определяются лаб.исследованиями или я могу, например, взять значение Rs 21,7731 и от него паралельно провести FVF и Visc

2-й вопрос:
PVCO

Pbub Rs FVF Viscos Cmprss
1 0 1.0055 12.55
12.6 6.48751 1.0286 10
27.6 14.2192 1.0511 9
43.3 21.7731 1.0689 8.2
51 24.8836 1.0757 8
64.9 26.9987 1.081 7.7 0.0001648
/ 120 27 1.07 7.8 не заношу

В процессе счета выдается сообщение об эстраполяции Rs от 26,9987 до 37. это нормально (пластовое 120 а Rs должен быть 27) ?
Я так понял при давлении свыше 64,9 эклипс сам рассчитывает таблицу PVT . где можно посмотреть полностью экстраполированную таблицу PVT (не только сообщения как PRT-файле) и как её можно регулировать.
Заранее спасибо..

westa 152 14
Авг 09 #29

Ermek пишет:

2-й вопрос:
PVCO

Pbub Rs FVF Viscos Cmprss
1 0 1.0055 12.55
12.6 6.48751 1.0286 10
27.6 14.2192 1.0511 9
43.3 21.7731 1.0689 8.2
51 24.8836 1.0757 8
64.9 26.9987 1.081 7.7 0.0001648
/ 120 27 1.07 7.8 не заношу

В процессе счета выдается сообщение об эстраполяции Rs от 26,9987 до 37. это нормально (пластовое 120 а Rs должен быть 27) ?
Я так понял при давлении свыше 64,9 эклипс сам рассчитывает таблицу PVT . где можно посмотреть полностью экстраполированную таблицу PVT (не только сообщения как PRT-файле) и как её можно регулировать.
Заранее спасибо..


В чем заключается первый вопрос так и не понятно...
Eclipse экстраполирует те участки, по которым происходит изменение свойств.. Фактически он их персчитывает и сглаживает для каждого участка изменения давления.

engi 76 12
Мар 11 #30

Есть pvt свойства смоделированные в pvti для композиционной модели с газовой шапкой, как можно проверить корректность pvt??

Может есть какая литература..

visual73 2141 15
Мар 11 #31

Есть pvt свойства смоделированные в pvti для композиционной модели с газовой шапкой, как можно проверить корректность pvt??

Может есть какая литература..

Можно посмотреть в программе, как проходят сами расчёты, корректно ли моделируются эксперименты. Соответствуют ли расчёты экспериментальным данным. Если есть какие-то проблемы, несоответствия в свойствах компонентов, pvti сразу сообщит. Можно попробовать (если проект полный) выкопать из проекта данные на сколько менялся (регрессировался) тот или иной параметр, но на мой взгляд это не будет являться основанием браковки всей модели. Ведь если модель работает и выдаёт соответствующие эксперименту данные, то в конце концов какая разница на сколько процентов напр., изменён критический параметр последней фракции на 1 или на 20!?! Хотя с другой стороны столь сильное изменение говорит о том, что с самого начала были не верно заданы свойства компонентов, а к чему это приведёт сказать сложно.

Из самых свежих авторов - Pedersen K. Фейс Бехавиор Петролеум Резервуар Флюид

Поищи еще в статьях иностранных журналов

engi 76 12
Мар 11 #32

Спасибо за ответ,

А если эклипс при расчете выдает варнинги о негативных значениях объемника для нефти, а фронтсим выдает ошибку на этом и останавливает расчет. Значит pvt лажа или тюнингом надо заняться во фронтсиме??

visual73 2141 15
Мар 11 #33

Тюнингом pvt данных нужно заниматься в pvt программах.

Возьми в экселе построй по данным расчёта кривые от давления, в т.ч. и для объёмного коэф. Погляди имеют ли эти кривые физический смысл.

Модель композиционная как построена, единая для газофой шапки и оторочки (то бишь свойства компонентов единые а составы разные)? Или модель состоит из регионов - один для газа другой для нефти?

Посмотри модель в pvti. Там возможно будет подсказка, что не так в модели. Мож какие свойства (напр. критические) не согласуются с другими.

Go to top