PipeSim - обмен опытом работы

Последнее сообщение
MironovEP 2082 12
Апр 09

Такой ветки вроде бы не было еще, есть знающие данный продукт люди? готовые помочь новичкам в их глупых вопросах?

LAleksei 12 10
Фев 11 #151

Ребят пожалуйста помогите создать нагнетательную скважину(пошагово, ничего не выходит) под закачку пара ну или просто нагнетательную скважину(вертикальную). Может у кого будут отдельные мысли как пар модельнуть.

Заранее спасибо.

Марат 172 13
Фев 11 #152

Выбрать инжекшен велл, задать данные...Т наверное больше 100, ну или сколько там надо...300...А в чем проблема-то, пишите яснее, что не получается?

LAleksei 12 10
Фев 11 #153

Марат пишет:

Выбрать инжекшен велл, задать данные...Т наверное больше 100, ну или сколько там надо...300...А в чем проблема-то, пишите яснее, что не получается?


Модель нагнет скв я нашёл, задаю температуру на источнике 250 оС в строке спец процесса прописываю:

STEAM
INLET QUALITY=0,72

задаю "чёрную нефть" с ватер катом в 100% и GOR= 0(может тут ошибка? может пар нужно задать как газ в воде?) и жму плэй))

ошибка:

-PSENGINE Batch language syntax erroe;
Please check your input syntax under Reports/View Output

LAleksei 12 10
Фев 11 #154

Если просто на источнике задать температуру выше 100 градусов то система не переходит в пар. Я пробывал два варианта Т=15оС и Т=250оС и в том и в другом случае график распределения давления по стволу одинаковый, что по моему указывает на то что система видет оба случая одинаково.

LAleksei 12 10
Фев 11 #155

Пытаюсь играть с качеством пара, вознивает ошибка 1806, кто-нибудь знает что это за ошибка?

Марат 172 13
Фев 11 #156

Вот теперь гораздо понятнее. Теперь, если у тебя прога лицензионная - звонишь им и описываешь проблему

LAleksei 12 10
Фев 11 #157

Марат пишет:

Вот теперь гораздо понятнее. Теперь, если у тебя прога лицензионная - звонишь им и описываешь проблему

есть ещё предложения?))) от куда у студента лицензионная прога?)))
Может у Вас Марат прога лицензионная?)) я бы был Вам весьма и весьма признателен если бы Вы выяснили для всех нас как задать пар)))

Марат 172 13
Фев 11 #158

у меня вообще проги нет, это я по помяти говорил )
у меня щас убоище, именуемое OISPIPE...редкостное говнище

LAleksei 12 10
Фев 11 #159

Это короче каллы жёсткие, миллион туториалов и нигде нет подробного примера про пар, вообще про пар почти ничего нет)) Ну ребят хоть кто-нибудь кроме Марата ещё читает эту тему, отзовитесь))

Марат 172 13
Фев 11 #160

нет резона...плати БАПКИ ))) и тебе сделают все как у белых людей ))))))))

ViDoCQ 74 12
Фев 11 #161

LAleksei пишет:

Это короче каллы жёсткие, миллион туториалов и нигде нет подробного примера про пар, вообще про пар почти ничего нет)) Ну ребят хоть кто-нибудь кроме Марата ещё читает эту тему, отзовитесь))

К концу этой недели постараюсь глянуть. Под рукой нету проги...По результатам отпишусь.
Какой Пайп стоит?

LAleksei 12 10
Фев 11 #162

ViDoCQ пишет:

К концу этой недели постараюсь глянуть. Под рукой нету проги...По результатам отпишусь.
Какой Пайп стоит?

2008)) я сам ещё постараюсь чё нить намутить, у врагов посмотрю может есть чё-нить, пока чё-то никак не получается)) Спасибо огромное))

LAleksei 12 10
Фев 11 #163

Марат пишет:

нет резона...плати БАПКИ ))) и тебе сделают все как у белых людей ))))))))


Да разберёмся, голь на выдумку хитра))

MironovEP 2082 12
Ноя 11 #164

Коллеги, подскажите путь в Pipesim 2011 как установить распределение давления по стволу скважины вручную .. что бы он пользовался фактическими потерями по стволу (VFP вроде называется) :)

MironovEP 2082 12
Ноя 11 #165

кстати есть еще учет конусообразования в модели скважины. кто нибудь этим пользовался? стоит ли изголяться????:)

 

Lyric 303 14
Ноя 11 #166

В поддержку прошлого вопроса от vostochka.

Имеем скважину вскрывшую газовую шапку и нефтяную часть пласта. Между шапкой и нефтяной частью-толстая глина. Скважина прострелена и в газ и в нефть. Задача: оценить режимы работы скважины на различных штуцерах.

В Pipesim задал два заканчивания на нефть и на газ, по обоим задал оцененный PI.

При расчете в System analysis получаем, что чем больше штуцер тем ниже газовый фактор. (с 2500 падает до 1800), режим течения пишет от SEGREGATED к SLUG. В литературе такого поведения ГФ на реальных месторождениях я что-то не находил.

Собственно вопрос: как корректно оценить режимы для такой скважины

 

MironovEP 2082 12
Ноя 11 #167

а дебит по нефти как себя ведет? тоже падает?

Lyric 303 14
Ноя 11 #168

Растет собака :)

На основе такой модели рекомендация- снимайте штуцера и получите снижение ГФ с увеличением дебита по нефти :)

MironovEP 2082 12
Ноя 11 #169

занесли давления и температуры по стволу скважины. теперь пайп подхватит градиент давления автоматически ? или что то еще надо делать? в методиках для вертикального и горизонтального потока надо ковыряться? подскажите люди добрые:)

Zorg 594 13
Ноя 11 #170

2Lyric

Для корректной оценки режимов скважины желательно исследовать ее на двух-трех штуцерах с записью профиля притока на каждом режиме. Иначе будет пальцем в небо. 

Light_Sweet_Crude_Oil 39 12
Ноя 11 #171

Добрый день, уважаемые пользователи PipeSim!

Кто юзал опцию "Оптимальная длина горизонтальной скавжины"??? После задания диапазона PipeSim строит распределение Q vs Horizontal Length. Т.е. это и есть оно? В точке перегиба выбираем длину горизонтального участка с максимальным дебитом.

Lyric 303 14
Ноя 11 #172

2Zorg: Eto ponytno, no prezhde chem provodit issledovanie neobhodimo ozenit kakie rezhimy my poluchim. V svyazi s infrastrukturnimi ogranicheniyami po gazu i linii

MAN 111 14
Дек 11 #173

Кирилл, 

что есть ГНФ в данном случае - газ из газовой шапки + газ раств. в нефти к добываемой нефти.. то есть при увеличении депрессии PipeSim считает, что добыча нефти увеличивается более чем добыча газа из газовой шапки. Насколько это правильно - ровно насколько верны исходные параметры.. Попробуй PI для газового пропластка увеличить (или для нефтяного уменьшить :)).

Но опять же если сейчас все красиво и правильно, в дальнейшем ситуация может быть кардинально другой - разная скорость истощения -> различное изменение депресии -> может быть и другой итоговый ГНФ... а окромя депресии, я так помню в нефтяных пластах с асфальтенами не все гладко, если это то месторождение о котором я думаю :) 

Lyric 303 14
Дек 11 #174

MAN пишет:

Кирилл, 

что есть ГНФ в данном случае - газ из газовой шапки + газ раств. в нефти к добываемой нефти.. то есть при увеличении депрессии PipeSim считает, что добыча нефти увеличивается более чем добыча газа из газовой шапки. Насколько это правильно - ровно насколько верны исходные параметры.. Попробуй PI для газового пропластка увеличить (или для нефтяного уменьшить :)).

Но опять же если сейчас все красиво и правильно, в дальнейшем ситуация может быть кардинально другой - разная скорость истощения -> различное изменение депресии -> может быть и другой итоговый ГНФ... а окромя депресии, я так помню в нефтяных пластах с асфальтенами не все гладко, если это то месторождение о котором я думаю :) 

 

Для любого соотношения Pioil/Pigas картина неизменна.

Кроме того, при любых Pioil и PIgas при увеличение депрессии газа должно идти больше чем нефти т.к. течение газа контролируется разностью квадратов давлений...

К сожалению не знаю как посмотреть какое давление Рзаб получется на кажом из комплишине при расчете модели, может быть в этом и кроется косяк...

Модель уже давно у шлюмов где-то лежит видимо ждет своего часа:)

MAN 111 14
Дек 11 #175

Lyric пишет:

Кроме того, при любых Pioil и PIgas при увеличение депрессии газа должно идти больше чем нефти т.к. течение газа контролируется разностью квадратов давлений...

Насколько я понимаю, получается так - как раз из-за разницы квадратов результат другой: увеличение дебита нефти больше увеличения дебита газа

абстрактный пример - пластовое 100 атм (раз газовая шапка - то и давление насыщение 100), во сколько раз увеличится дебит при изменении забойного с 90 до 80 атм?

нефти (по Вогелю) - в ~1.91 раза, линейное - в два раза

газа (разница квадратов) - в ~1.89 раз

PipeSim насколько знаю считает дебит газа для нефтяного коллектора - просто по указанному GOR в модели флюида.. поэтому при увеличении депрессии, добыча ассоциированного газа увеличивается пропорционально добыче нефти (заданный ГНФ), а добыча газа из газового пропластка увеличивается меньше из-за разницы квадратов - результирующий GOR уменьшается

Хочешь увеличение GOR при увеличении депрессии - увеличивай GOR в модели флюида (не Sat. Gas, а Stock tank oil properties). 

 

Lyric 303 14
Дек 11 #176

2MAN

Получил тоже самое:), хотя данное решение довольно не очевидно...

karakurt2 94 11
Ноя 12 #177

Можно ли как-нибудь учесть различное положение НКТ относительно интервалов перфорации? Замеры ГДИС приволятся на уровне середины интервала(ов) перфорации, они могу быль либо полностью перекрыты лифтовыми трубами, либо частично, либо вовсе не перекрыты. В зависимости от этого, поток пластового флюида может течь по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной к башмаку НКТ, затем вверх по лифтовой колонне, или от нижних отверстий интевала перфорации вверх к башмаку НКТ.

WadiAra 108 9
Ноя 12 #178

karakurt2 пишет:

Можно ли как-нибудь учесть различное положение НКТ относительно интервалов перфорации? Замеры ГДИС приволятся на уровне середины интервала(ов) перфорации, они могу быль либо полностью перекрыты лифтовыми трубами, либо частично, либо вовсе не перекрыты. В зависимости от этого, поток пластового флюида может течь по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной к башмаку НКТ, затем вверх по лифтовой колонне, или от нижних отверстий интевала перфорации вверх к башмаку НКТ.

В чистом виде последний PipeSIM 2011.2 это не умеет. Шлюмы давно обещают реализацию таких расчетов, недавно их менеджер рассказывал, что сие будет в следующем PS.

Но, если очень надо, то можно:

Когда башмак НКТ расположен существенно выше интервала перфорации можно добавить виртуальное НТК диаметром с эксплуатационную колонну, которое будет идти до середины интервала перфорации. В случае перепуска, после источника (верт. или гор. перфорация) ставить рейзер спускающийся вниз, диаметр которого эквивалентен диаметру затрубного пространства «минус» внешний диаметр НКТ (там не просто вычитание), который в свою очередь уже будет соединен с НКТ. ИХМО. Последнее изгаление на практике не имеет смысла.

Alexey S 567 12
Ноя 12 #179

WadiAra пишет:

Но, если очень надо, то можно:

Когда башмак НКТ расположен существенно выше интервала перфорации можно добавить виртуальное НТК диаметром с эксплуатационную колонну, которое будет идти до середины интервала перфорации. В случае перепуска, после источника (верт. или гор. перфорация) ставить рейзер спускающийся вниз, диаметр которого эквивалентен диаметру затрубного пространства «минус» внешний диаметр НКТ (там не просто вычитание), который в свою очередь уже будет соединен с НКТ. ИХМО. Последнее изгаление на практике не имеет смысла.

Так не получится, так как смена положения НКТ дает изменение коэф-тов а и б, то есть кривой притока. А так как в Пайпсиме, как и в любой другой аналогичной проге, эти коэф-ты задаются, а не рассчитываются, то единственный вариант для расчета данной задачи - это гидродинамическая модель.

WadiAra 108 9
Ноя 12 #180

Цитата:

Так не получится, так как смена положения НКТ дает изменение коэф-тов а и б, то есть кривой притока.

Вы ошибаетесь. А и В, Пи и прочие фогели вогели это коэффициенты описывающие пласт->забой и ни как не зависят от положения НКТ, это характеристики вскрытия.

Цитата:

эти коэф-ты задаются, а не рассчитываются,

Таки рассчитываются, в PipeSIM (модуль Jonson и пр.), но для этого нужно занести точки режима (дебит газа и забойное давление) и давление пласта, на основании этого PS рассчитает коэффициенты. А вот рассчитать забойное давление это да с этим в PS не очень, точность плохая, для такой задачи.

Цитата:

то единственный вариант для расчета данной задачи - это гидродинамическая модель.

И опять ошибаетесь, кроме гидродинамической модели, прямого замера со спуском прибора во время ГДИ, коэффициенты можно получить на основании КВД. Также если ГДИ проводилось без спуска прибора, давление, а значит и характеристику можно рассчитать на интервал перфорации с помощью симуляторов, но PS как я говорил такие вещи считает плохо, для этого лучше использовать симулятор нестационарного режима, например OLGA.

Alexey S 567 12
Ноя 12 #181

WadiAra, улыбнуло. У вас впереди, по всей видимости, еще много новых открытий :).

В целях расширения кругозора предлагаю вам сделать следующие шаги:

1. Почитать красную книжечку Зотова, Алиева и др, в которой как раз описано, что такое коэф-ты а и б и с чем их едят;

2. Найти информацию, почему газпром балуется с интервалами перфорации на газовых скважинах, а также режимов работы газовой по трубкам/затрубу;

3. Проанализировать, как глубина спуска НКТ влияет на работу газоотдающих интервалов;

4. Перечитать вопрос каракурта и подумать над вашим ответом еще раз.

P.S. Привет Марату :).

Antalik 1639 14
Ноя 12 #182

Alexey S пишет:

WadiAra, улыбнуло. У вас впереди, по всей видимости, еще много новых открытий :).

В целях расширения кругозора предлагаю вам сделать следующие шаги:

1. Почитать красную книжечку Зотова, Алиева и др, в которой как раз описано, что такое коэф-ты а и б и с чем их едят;

2. Найти информацию, почему газпром балуется с интервалами перфорации на газовых скважинах, а также режимов работы газовой по трубкам/затрубу;

3. Проанализировать, как глубина спуска НКТ влияет на работу газоотдающих интервалов;

4. Перечитать вопрос каракурта и подумать над вашим ответом еще раз.

P.S. Привет Марату :).

 

Alexey S,  что за книжечка Затова, дайте ссылку.

1. Я тоже всю жизнь думал что кривые IPR, и соответственно коеф. а и б не зависят от НКТ и других конструкций скважин.

2. Интервалы перфораций влияют на IPR через скин фактор, VLP по идеи меняется незначительно. При режимах работы по трубкам и затрубу мы имеем две разные кривые VLP, но одна и таже IPR.

3. Меняется вид кривой VLP, IPR не меняется. 

4. Я бы также сделал - две трубы с разным диаметром. Изменится только кривая VLP. IPR останется та же самая.

 

WadiAra 108 9
Дек 12 #183

Alexey S

Ну что же начнем день открытий и займемся расширением кругозора.

1. Красную книжку не нашел, но под рукой оказалась DjVu`шка книги З.С. Алиева и В.В. Бондаренко «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений». Открыл 253 страницу глава 8.2 Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, там нет ни слова о том, что коэффициенты фильтрационного сопротивления а и б зависят от НКТ.

2. Газпром много с чем балуется, укажите конкретное подразделение, дайте ссылки на публикации.

3. Из книги З.С. Алиева не следует, что НКТ как-то влияет на работу газоотдающих интервалов. Поделитесь своим видением этого процесса.

4.  Я это сделаю, но не по тому, что я согласен с вашей точкой зрения.

 

karakurt2

Дана следующая задача. У вас есть коэффициенты продуктивности, которые были рассчитаны на основании замеров снятых на середину интервала перфорации или давление на СИП было рассчитано и вы хотите при моделировании в PipeSIM учесть  движение газа по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной к башмаку НКТ или от нижних отверстий интевала перфорации вверх к башмаку НКТ. Для краткости назовем эти случаи «недоспуск» и «переспуск» НКТ соответственно.

Мой развернутый ответ.

Если открыть файл с расширением .pst генерируемый GUI PipeSIM для его мат. движка при расчете single модели, то после ключевого слова PROFILE мы увидим, что коэффициенты а и б учитываются как источник газа JONES.

Цитата:

LAYER  temp = 80.33

JONES                       pwstatic = 1270.99802 ga = 5.05196 gb = 1157.890068 label = 'Completion'

И если источник подключен сразу к НКТ, то учета движения по эксплуатационной колонне («недоспуск» НКТ) или движения по затрубному пространству («переспуск» НКТ) не будет. Для того чтобы PS понял, что от него хотят, надо:

  • В случае «недоспуска» - можно добавить дополнительную НКТ с внутренним диаметром равным диаметру ЭК спускающуюся до СИП, либо подсоединить трубу между источником газа и НКТ.
  • В случае «переспуска» - добавить трубопровод длинной с расстояние между башмаком НКТ-СИП, диаметр подбирается так, чтобы его площадь была равна площади кольцевого пространства между НКТ и ЭК.
RomanK. 2163 13
Дек 12 #184

Зотов и Алиев это комплексная инструкция по исследованию. Я когда учился из этой книги не вылезал, много работ и лабораторных было по ней. Книга полна досадных опечаток, но идеологически верна. 

karakurt2 94 11
Дек 12 #185

WadiAra

Да, я так и сделал, спасибо. Дополнительные отрезки трубы определил на вкладке Tubing Configurations диалога Tubing с описанием конструкции скважины. Картинки, к сожалению, не могу вставить, несовместимость версий Pipesim на работе и дома.

 

Сейчас пытаюсь решить другую проблему. Месторождение имеет три купола, на каждом своя газосборная сеть. Все они соедены в единую сеть для внешнего транспорта газа. Так вот, выходное давление из двух шлейфов, идущих с куполов, которые начали разрабатываться позже на 10 атмосфер больше чем со старого участка. Взял МЭРы за пол-года, занёс эти данные, искусственно ввёл штуцеры, чтобы модель показывала такой перепад давления. Не нравится такой подход тем, что он во-первых очень трудоёмок, во-вторых настройки различаются от месяца к месяцу и не понятно, как такую сеть ставить на прогноз. Тем более сотрудники эксплуатирующей организации говорят, что штуцеров там нет. Изменяя шерховатость такой перепад реализовать не получается, слишком уж нереалистичные значения дают сколько-нибудь существенные потери. Изменять методику корреляции потока тоже не получается, так как надо подбирать методику корреляции индивидуально для каждого шлейфа, но не работают установки на вкладке Options Control диалога Flow Correlations. Я пожаловался на это в пятницу службе технической поддержки Шлюмберже, посмотрим в понедельник, что они ответят. Может, я что-то не так делаю.

WadiAra 108 9
Дек 12 #186

karakurt2

Вы пытаетесь решить задачу, используя при этом некорректные данные. Я говорю о МЭР, это рапорт за месяц, в нем только одно более менее достоверное значение, это накопленная добыча по всей установке за месяц и то если на выходе установке идет сухой газ и стоит расходометр. Я знаком с тем как считаются рапорта на разных предприятиях и у меня есть основания так считать.

Причины, почему я так считаю:

1. За месяц работы установки часть фона по разным причинам будет остановлена /запущена (различные исследования и ГТМ). Т.е. если скважина работала всего 1 день она тоже попадает в рапорт и у неё выставляется средний дебит.

2. В рапорт попадают давления снятые с телеметрии или в результате прямых замеров на середину месяца (15 число), а как фонд работал, все остальные дни ни как не учитывается.

3. Если фонд скважин не оборудован телеметрией, то в рапорт идут значения снятые операторами по добычи, непосредственно выезжающими на кусты и проводящие прямые замеры. А если фонд большой то это все проводится в течение нескольких дней, за которые режим работы и работающий фонд установки может поменяться несколько раз.

4. Если фонд не оборудован замерными устройствами мастера по добычи стараются фиктивно минимизировать бездействующий фонд.

5. В рапорте не указано, сколько было подано метанола на каждую скважину, время и длительность его подачи.

Учитывая вышеперечисленное, рапортовые характеристики работы скважины есть аналог средней температуре по больнице и ни в какое моделирование попадать не должны. Мое мнение таково, результат моделирования PS можно сравнивать только с моментальными значениями – телеметрией, если конечно она есть, также пойдут и прямые замеры.

Но это решаемо, чтобы Вам помочь, потребуются следующие сведения:

  1. Для начала нужно определиться производится ли регулирования отборов кроме как регулирования на ЗПА/ППА. Что это телемеханика или операторы вручную меняют шайбы/штуцируют скважины.
  2. Оборудован ли фонд телеметрией, если да то какой, есть ли замерные устройства на кустах, шлейфах.
  3. Какое замерное оборудование есть на ЗПА/ППА.
  4. Какое оборудование установлено на скважинах (сепаратор, компрессор, линия подачи ингибитора гидратообразования).

 

Общие советы при моделировании ГСС:

1. Не стоит производить какую либо адаптацию по шероховатости, ведь ваши трубы ни как не перемещаются с места на место, они одни и те же.

2. Методику для одного и того же состава флюида тоже не надо дергать, она должна быть одна.

3. Доверяем только прямым замерам.

4. Стоит иметь данные о перепаде высот по ходу трубопровода. Можно промоделировать шлейф на ваших рабочих расходах в симуляторе нестационарного режима, есть ли места скопления жидкости. Если есть, то при перекрытия ею части сечения трубы будет увеличиваться перепад давления. Да и для PS эти данные будут совсем не лишними, возможно в результате отпадет необходимость адаптации по шероховатости.

 

З.Ы. Я смотрю, в теме пропал пост, а мой был отредактирован. Хотелось бы в дальнейшем, чтобы корректор сообщал причину редактирования.

Alexey S 567 12
Дек 12 #187

karakurt2 пишет:

Сейчас пытаюсь решить другую проблему. Месторождение имеет три купола, на каждом своя газосборная сеть. Все они соедены в единую сеть для внешнего транспорта газа. Так вот, выходное давление из двух шлейфов, идущих с куполов, которые начали разрабатываться позже на 10 атмосфер больше чем со старого участка. Взял МЭРы за пол-года, занёс эти данные, искусственно ввёл штуцеры, чтобы модель показывала такой перепад давления...

karakurt2, причин данной нестыковки может быть несколько:

1. Неправильные кривые притока. Для того, чтобы их сверить необходимо позвонить коллеге, который занимается ГДИ в эксплуатирующей организации и попросить Пайпсимовские модели скважин. Они делали данную работу год назад, причем точность настройки была идеальной (у Виталия С.). Также он даст новые диаметры НКТ :).

2. Вода. Вода там довольно много и, так как скважины перед ГДИ дуют, то надо сравнится по устьевым (кривая притока может поплыть). Это же количество воды может повиять на перепад давлений по шлейфам. В эксплуатирующей организации, думаю, что модель системы сбора этого месторождения тоже есть, наверняка настроенная и в хорошем качестве (у Влада М. :)).

3. МЭРы там нормальные, так как коэф-т эксплуатации газовых скважин близок к единице :), поэтому их можно смело брать и работать с ними.

Как результат, после всех сравнений и проверок модель покажет нужный результат без всяких настроек :).

WadiAra 108 9
Дек 12 #188

Каким бы не был МЭР, он есть и будет месячным рапортом, а PS моделирует установившийся стационарный режим работы. Приведу пример рапорта в «вакууме» и на нем попробую объяснить пагубность использования данных из МЭР в деле моделирования ГСС.

Для упрощения сократим мер до НЭР (недельный эксплуатационный рапорт).

Есть три скважины с одинаковым пластовым давлением, конструкцией и IPR характеристикой. В середине недели был дан приказ сократить отбор. Вот режимы их работы

Дни     1          2          3          4          5          6          7

Pзпа    10        10        10        12        12        12        12

Qсумм 3000   3000    3000    2500    2500    2500    2500

Накопленный отбор за неделю 19000

Давление, которое попадает в рапорт это давление на середину «НЭР» 12

Средний дебит за день по рапорту 2714

По «факту» скважины в этот день работали с отбором 833, а по рапорту получается 904. И это очень простой пример, а если бригада не выезжала на замер рабочих параметров (не очистили трассу до куста) и мастер сам его придумал или не внес бездействующий фонд или замерили одну скважину, а на остальных в кусте нарисовали данные, или в тот день лили много метанола и т.д. и т.п. При увеличении фонда и/или фонд содержит скважины с характеристиками сильно отличающимся (например как у вас) друг от друга ситуация еще больше усугубляется. В итоге погрешность будет явно выше погрешности приборов измерения, даже если «коэф-т эксплуатации газовых скважин близок к единице». А этот коэфф. на раз рисуется мастером по добыче газа, который не указывает нерабочий фонд. Еще не забываем о коф. невязки, кто считал рапорт меня поймет. «Настраивать» модель на такие данные бессмысленное занятие следующий рапорт все «зависимости» поломает.

Вывод один, для PS подойдет только прямой замер/телеметрия.

RomanK. 2163 13
Дек 12 #189

Ничего себе, пайпсимщики оказывается до десятых пытаются считать. Кому интересно может понадобится "мгновенная" модель, которая живет менее суток

WadiAra 108 9
Дек 12 #190

Это почему меньше суток?

Построили модель, сравнили с телеметрией, подобрали корреляцию, исправили недочеты и все. Что мешает постоянно обновлять пластовые давления и вносить новые исследования, плюс изменения конструкции? Если лень делать руками, в PS есть OpenLink, через него создаем свою автоматизацию, вносим конструкцию с коэфф. продуктивности из своей БД или Excel, а давление, хоть из БД (граф приведение по замерам, PZ от Q) хоть из гидродинамической модели. Нет желания связываться с  OpenLink генерируем напрямую файлы движка. Если очень захотеть и проделать работу можно сразу сравнивать со считанной телеметрией или ГД моделью с нетворками. При грамотном подходе получается модель результат расчета, в которой соизмерим с погрешностью приборов.

 

RomanK. 2163 13
Дек 12 #191

Сам же пишешь что от МЭР никакого толка. Получается в стоимость приобретения пайпсима нужно добавлять стоимость полной обвязки телеметрией.

WadiAra 108 9
Дек 12 #192

Зачем? Как бы плохо не было с телеметрией, на самой установке она обычно есть, давление с температурой на входе, плюс расход газа на выходе установки, с этими данными уже можно сравнивать расчеты. Часто она (автоматизация) бывает смешанной где то есть скважинная телеметрия, где то есть телеметрия и телемеханика, а где то ничего нет этот фонд положено по регламенту обмерять раз в месяц. Если немного подумать, то с чем сравнить найдется, да и то это обычно нужно в начале при построении и отладке модели.

 

karakurt2 94 11
Дек 12 #193
 
1) Я полагаю, что режимы работы задаются вручную операторами на скважинах, не слышал, чтобы применялась телемеханика.
2) Нашёл данные телеметрии за последние полгода, там присутствуют текущие параметры газовых скважин, вход в УППГ, выход из УППГ, врезка в СЗК, вход в ППА и т.д. до ДКС, ЦОГ, ПИР. Параметры на входе куста не определяются.
3)  Во всех промежуточных точках вплоть до ЦСГ имеются мгновенные замеры давления, температуры, расхода. Деталей по применяемому оснащению телеметрии не знаю, надо выяснять.
4) Сеть довольно-таки подробная, изначально создавалась в Шлюмберже, геометрия шлейфов определена, содержит 7252 узла. Не удивлюсь, если уважаемый Alexey S участвовал в её создании, он выказывает завидную осведомлённость. Линия подачи ингибитора не предусмотрена, компрессор общий для всех скважин на выходе из сети. Вот типичная устьевая обвязка:
 
 
Вот ответ сотрудницы Шлюмберже на мой запрос в техподдержку, авось ком пригодится.
Цитата:

For case of multiphase flow please try to do the following:

1) Go to Setup/Flow Correlation/Friction Factor/Options Control tab and select Use local branch options, press Apply to all Branches

2)    Go to every branch in network model, right click, select Flow correlation, select Use Local correlations and now you can use multipliers for friction factor and holdup factor optimized for local branch.

Take into attention that for your model you need to change multipliers only for horizontal multiphase flow correlation because elevation angle is less that 45 degrees.

 
Настроил сеть по МЭРам за последнии полгода. Получилось RMS ошибки  диапазоне 0.4-0.8 бар, в зависимости от месяца.
 
Не понятно, откуда брать данные по обводнённости. В модели флюида водный компонент равен нулю. В актах ГДИС об обводнённости ни слова...
 
 
MironovEP 2082 12
Дек 12 #194

:) с водой у всех проблемы походу.... толком не мериет никто. а в МЭР не раскидывается вода по скважинам? слив то по установке есть общий

WadiAra 108 9
Дек 12 #195

karakurt2

  1. Как задаются режимы работы скважины надо знать обязательно. Если операторы задают режим, то они, либо устанавливают «шайбы» различного диаметра, либо поджимают скважину устьевым штуцером. Если вставляют шайбу, то её можно смоделировать как устьевой штуцер с зажатием равным диаметру шайбы. Есть частый вариант, когда все скважины полностью расжаты и только «избранные» (0-1 в кусте) поджаты, что моделировать проще. Вам однозначно надо общаться с производственниками и все узнавать, без этого модель будет всю жизнь «подшаманиваться», но так и не даст нормальный прогноз ли факт.
  2. Текущие скважины параметры это устьевые P, T и Q пластового газа? Если так, то проблем с моделированием быть не должно, информации то море. Подобрать по таким данным корреляции потока на модели не составит труда. Из моей практики, если ГСС модель корректна (вся основная конструкция и перепад высот, стандартная шероховатость) и состав флюида один, то и корреляция потока должна быть одна на весь промысел.
  3. Это просто сказка какая-то. С такими, то данными у Вас должна получиться просто «вундер модель».
  4. Узел это single model(модель одиночной ветви), если да то, у вас там, что 1300-1500 скважин в модели? Если скважин меньше то зачем? Вы в курсе, что не стоит network model PS (сетевые модели) делать из огромного кол-ва связанных сингл моделей? От этого ухудшается сходимость, существенно замедляется расчет, он тормозит, даже если вы отключили все кроме одной скважины и еще вагон и маленькая тележка проблем. На рисунке схема обвязки от устья до входа в газосборный коллектор, если это так, то у меня просто нет слов, обвязку кто интересно вам делал? Там «теплообменник» в модели, у вас фиксировано задается устьевая температура? Не требует скважинная обвязка такой детальности, 2 трубы один штуцер в 2 сингл моделях максимум, в двух для того чтобы можно было пределы задавать на один сингл (аля работа автоматики), плюс «гребенка» (ох не любят производственники этот «термин») по паре синглах на скважину. Также если шлейфа регулируются на ППА желательно делить их (шлейфа) на отдельные модели PS.
  5. Отклонение, в устьевом давлении при задаче давления на ППА и совпадения расхода газа, какие параметры ты проверял?
  6. Вода должна быть, как же без неё? Вы какую композитную модель используете Multiflash или SIS?

 

З.Ы. Я бы очень хотел бы глянуть на вашу модель ГСС, чую это что-то эпичное.

З.З.Ы.У меня в процессе работы выработалась своя методика при работе с сеноманскими промыслами для проверки моделей ГСС с регулировкой отборами на ЗПА и использовании данных гидродинамики. Если при задании давлении на ЗПА по телеметрии, относительная погрешность расчета отбора по установке не должна превышать 5%, то эти модели можно эксплуатировать. В последнее время (пол года) на промыслах оборудованных скважинной телеметрией погрешность расчета отбора газа по промыслу не превышает 3-4%. Также смотрю перепад устье – ППА. Когда эксплуатируешь нормальную модель ГСС, проблемы возникают только с пластовыми давлениями, а это уже к гидродинамикам или к тому, кто давления приводил. При этом у меня не больше 60 сингл моделей в модели шлейфа (шлейф отдельным файлом), очень просто описана скважинная обвязка и стандартная шероховатость.

karakurt2 94 11
Дек 12 #196

WadiAra

1) Судя по актам ГДИС, для регулировки режимов скважин выполняют замену шайбы.

4) Нет под узлом я подразумевал единиу данных, на которую выдаётся строчка в Report Tool, скважин там всего 170. Эту модель изначально создавали сотрудники Шлюмберже, потом до меня её много кто ещё гонял, и всё равно, когда с ней начал работать, там были довольно удивительные ошибки. В любом случае, мне нет резона её сейчас переделывать.

5) У меня для анализа в Excel созданы колонки для контроля устьевого, давления , дебита по модели, температуры и их невязок.

6) Модель флюида Multiflash. Сейчас сравнил состав газа с подсчётом запасов 2010 года, в пайпсимовской модели добавлен азот, а процентное содержание некоторых компонентов не совпадает. Также отсутствует водная фаза. Полагаю, придётся начинать всё с начала...

MironovEP 2082 12
Дек 12 #197

вот тебе и Шлюмбурже... приехали настроили показали что работает типа... потом сели сотрудники и оказывается все подогнано и ниче не работает реально)

WadiAra 108 9
Дек 12 #198

karakurt2

  1. Я имел ввиду регулирование технологического режима работы скважины, а не режимы при исследовании.
  2. Все равно многовато будет, вроде как в ту таблицу выводятся входы и выходы сингл моделей, плюс давления на точках соединения. Ну да ладно детальность ваше дело, захотите упростите.

Желаю удачи в вашем начинании.

Brewer 323 12
Июл 13 #199

Коллеги, а двустволки в пайпсиме кто нибудь моделировал?

Alexey S 567 12
Июл 13 #200

karakurt2, не-е-е, это не моя модель. Если на скрине реально модель обвязки скважины, то тот, кто это делал - человек с намного большей фантазией чем у меня. У меня все намного прозаичнее и проще. Приходите, покажу. Скиньте в личку, если не затруднит, название месторождения, для которого предназначена эта модель. Самому стало интересно :).
Brewer, моделировали конечно. Основной нюанс в этом моделировании - это взаимодействие работающих пропластков обоих стволов между собой. В Пайпсиме это сделать можно, но все нюансы работы горизонтального ствола описывать долго и неинтересно. Проще, ИХМО, это сделать в Эклипсе с опцией мультисегмент велл.

Страницы

Go to top