Думаю, под интерпретацию исследований очень даже нужно - Saphir. Emeraude / Diamant - если располагаете телеметрией, будет нужен для обработки таких данных. Сам не пробовал, но если таки данными вы располагаете, то скорее всего полезно. Численный симулятор Rubis - для односкважинных моделей - не уверен, что может быть сильно полезен. Русификация интерфейса у них есть - переведно вполне нормально.
А что насчет Топаза скажете?, он делает прогноз добычи...
Работаю в Topaze...Действительно возможен прогноз добычи - на основании данных об изменении давления. В нем реализован так называемый decline-анализ. Надо только иметь ввиду, что потребуются данные длительного мониторинга работы скважины - месяцы как минимум, причем желательно с момента ввода ее в эксплуатацию
Работаю в Topaze...Действительно возможен прогноз добычи - на основании данных об изменении давления. В нем реализован так называемый decline-анализ. Надо только иметь ввиду, что потребуются данные длительного мониторинга работы скважины - месяцы как минимум, причем желательно с момента ввода ее в эксплуатацию
а русификация на сапфир встроенная или есть отдельный патч?
Весь пакет будет стоить 60000 euro + 5000 в год за обслуживание. Поскольку длительно пользовался всем пакетом, могу сказать, что из всего пакета в отечественных реалиях нужен только Kappa Saphir (будет стоить 20000 euro + 2000 в год), практика применения Topaze показала, что на наших данных, в большинстве случаев он не применим. Diamant, как уже было сказано, нужен в случае организации месторождения по схеме smart field, что само по себе стоит немалых денег. Пакет Rubis в быстродействии (чересчур мастодонтный код на C+) и функционале проигрывает по сравнению с полноценными симуляторами. Ценность нового модуля Amethyste сомнительна - все тоже самое можно сделать с помощью IPR и rate prediction в Saphir. Руссификатор хреновый лучше пользоваться на языке Шекспира, при совместном применении с книгой Bourdet Dominic - WELL TEST ANALYSIS THE USE OF ADVANCED INTERPRETATION MODELS становится оружием массового поражения
практика применения Topaze показала, что на наших данных, в большинстве случаев он не применим
Ну, думаю, массовое применение маноетров под насосами востребует применение Топаза. Все идет к тому, что система управления работой месторождения будет контролироваться в режиме реального времени, что подразумевает постоянное обновление информации по промысловым параметрам (давление, дебит и пр.). Так что Топаз это есть гуд...
Рзультаты длительного мониторинга датчиками на приеме насоса можно только в Топазе обработать, Сапфир не годится
Ну в Сапфире можно обработать ряд КВД зафиксированных за все время работы спущенного оборудования, хотя суть не в этом, а в целях применения - Топаз для анализа разработки, а Сапфир для обработки ГДИ.
Люди, кто реально работает в сапфире, помогите! Нужна консультация по двум вопросам 1. Когда я получаю модель скважины (в данном случае газовой, рис.1), Pi это полученное пластовое давление текущее (на момент снятия КВД) или первоначальное на момент ввода месторождения в разработку (в принципе второе утверждение мне кажется не верным).
2. Когда я ввожу исходные данные (в данном случае для газовой скважины), значение пластового давления вводится какое - текущее или первоначальное? 1.jpg
Люди, кто реально работает в сапфире, помогите! Нужна консультация по двум вопросам 1. Когда я получаю модель скважины (в данном случае газовой, рис.1), Pi это полученное пластовое давление текущее (на момент снятия КВД) или первоначальное на момент ввода месторождения в разработку (в принципе второе утверждение мне кажется не верным).
2. Когда я ввожу исходные данные (в данном случае для газовой скважины), значение пластового давления вводится какое - текущее или первоначальное?
Pi - это первоначальное давление только в случае исследования скважины после выхода из бурения на новой площади, при длительной эксплуатации скважины - это, так называемое, фиктивное давление. Грубо говоря - это давление на границе контура дренирования скважины с учетом его падения по мере истощения запасов в пределах контура дренирования скважины. Оно нужно для расчета средневзвешенного давления, которое если говорить очень грубо есть среднее между забойным и контурным (фиктивным).
В PVT нужно вводить максимальное записанное на КВД, далее програма сама экстраполирует функции свойств газа на любое давление полученное в процессе обработки.
Ну в Сапфире можно обработать ряд КВД зафиксированных за все время работы спущенного оборудования, хотя суть не в этом, а в целях применения - Топаз для анализа разработки, а Сапфир для обработки ГДИ.
Я исхожу из своего опыта данных по фонтанным скважинам, что касается применения при автоматизации на поле, то это бесспорно есть гуд. Вопрос в том хватит ли сил осилить такие объемы данных, а потом устранять несогласования между геологической/гидродинамической моделью, поведение которых будет существенно отклоняться от фактического поведения скважин.
Люди, кто реально работает в сапфире, помогите! Нужна консультация по двум вопросам 1. Когда я получаю модель скважины (в данном случае газовой, рис.1), Pi это полученное пластовое давление текущее (на момент снятия КВД) или первоначальное на момент ввода месторождения в разработку (в принципе второе утверждение мне кажется не верным).
2. Когда я ввожу исходные данные (в данном случае для газовой скважины), значение пластового давления вводится какое - текущее или первоначальное?
1. В прынцыпе, это текущее пластовое, рассчитанное на момент КВД, но величина пластового реально зависит от истории, теоретически, если заложить всю историю работы скважины, то можно выйти на начальное. Проверить легко, создай в тестовом проекте историю работы: 1 период дебит 0 (статика), 2 период дебит 100 (режим), третий период дебит 0 (КВД), подставь свое Рi и все остальное равное каким-либо постоянным величинам, смоделируй, выполни анализ КВД, уточни - все красиво. Оставь свободным наложить Рi (позволь ему меняться) - опять анализ КВД, уточнить - все осталось на своих бобах. А теперь в 1 периоде исправь дебит 0 на дебит равный 2 периоду (таким образом историю работы увеличили в несколько раз) - опять анализ КВД, уточнить - все параметры изменились, Рi увеличилось. Если в истории дебиты вернуть на свои места, то все параметры (и Рi тоже) вернуться обратно. Таким образом видно, что учет истории работы сильно влияет на величину Рi и форму производной
2. Я ввожу текущее Рi, главное, что все корреляции для свойств газа строятся в указанном ниже диапазоне давлений. Твое пластовое должно ложиться в этот диапазон, иначе будет выдаваться ошибка. Давление в процессе ГДИС меняется - для каждого его изменения берутся свои свойства газа по принятым зависимостям. Зависимости очень сильно зависят от состава газа и пластовой температуры
Большое спасибо всем за помощь. Вы очень мне помогли!!! Был бы благодарен, если бы еще одну гадость объяснили, что это? на рис. видно
Первое - Это безразмерное время и давление совпадения между фактической и теоретической КВД, из них рассчитываются коэффициент влияния ствола скважины, проницаемость и скин. Нужны только в информативных целях.
Rinv - радиус зоны охваченной исследованием, Tested vol. - поровый объем охваченный исследованием (используется при "некорректных" оценках минимальных дренируемых запасов), DeltaP - потери депрессии на преодоление скин-фактора, позволяет оценить производительность скважины - для удобства советую выбрать в настройках показывать в % - будет нагляднее для заказчика. Прикрепляю для тебя файл с единицами применяемыми у нас, загрузишь его в пункте меню Units - Load from file - My_units.zip
Народ, хочу спросить, а у Рубина есть такое понятие как водонапорный режим? У нас на месторождении скважины обводняются. Движется фронт воды. Я попробовал в Рубине сделать симуляцию данного процесса. Но у меня фронт воды почему то не движется к скважине. Все данные перепроверил. Я уже думал может его(движение воды) надо эмулировать рядом нагнетательных скважин? Звучит нелогично. Заранее благодарю.
Народ, хочу спросить, а у Рубина есть такое понятие как водонапорный режим? У нас на месторождении скважины обводняются. Движется фронт воды. Я попробовал в Рубине сделать симуляцию данного процесса. Но у меня фронт воды почему то не движется к скважине. Все данные перепроверил. Я уже думал может его(движение воды) надо эмулировать рядом нагнетательных скважин? Звучит нелогично. Заранее благодарю.
Так ты долби техподдержку! Гончаров или Нина быстро и охотно отвечают!
Думаю, под интерпретацию исследований очень даже нужно - Saphir.
Emeraude / Diamant - если располагаете телеметрией, будет нужен для обработки таких данных. Сам не пробовал, но если таки данными вы располагаете, то скорее всего полезно.
Численный симулятор Rubis - для односкважинных моделей - не уверен, что может быть сильно полезен.
Русификация интерфейса у них есть - переведно вполне нормально.
А что насчет Топаза скажете?, он делает прогноз добычи...
Работаю в Topaze...Действительно возможен прогноз добычи - на основании данных об изменении давления. В нем реализован так называемый decline-анализ. Надо только иметь ввиду, что потребуются данные длительного мониторинга работы скважины - месяцы как минимум, причем желательно с момента ввода ее в эксплуатацию
а русификация на сапфир встроенная или есть отдельный патч?
Этот файл отдельно скачивается (Ecrin Multilanguage files) - достаточно просто зарегистрироваться на их сайте (kappaeng.com).
Вывод: стоит покупать лицензию, я так понимаю
Руссификатор хреновый лучше пользоваться на языке Шекспира, при совместном применении с книгой Bourdet Dominic - WELL TEST ANALYSIS THE USE OF ADVANCED INTERPRETATION MODELS становится оружием массового поражения
СПАСИБО всем за ответы и рекомндации!!!
Ну, думаю, массовое применение маноетров под насосами востребует применение Топаза. Все идет к тому, что система управления работой месторождения будет контролироваться в режиме реального времени, что подразумевает постоянное обновление информации по промысловым параметрам (давление, дебит и пр.). Так что Топаз это есть гуд...
sniper +1
Рзультаты длительного мониторинга датчиками на приеме насоса можно только в Топазе обработать, Сапфир не годится
Люди, кто реально работает в сапфире, помогите!
Нужна консультация по двум вопросам
1. Когда я получаю модель скважины (в данном случае газовой, рис.1), Pi это полученное пластовое давление текущее (на момент снятия КВД) или первоначальное на момент ввода месторождения в разработку (в принципе второе утверждение мне кажется не верным).
2. Когда я ввожу исходные данные (в данном случае для газовой скважины), значение пластового давления вводится какое - текущее или первоначальное?
1.jpg
В PVT нужно вводить максимальное записанное на КВД, далее програма сама экстраполирует функции свойств газа на любое давление полученное в процессе обработки.
Спасибо!
А где Вы это фиктивное давление берете?
1. В прынцыпе, это текущее пластовое, рассчитанное на момент КВД, но величина пластового реально зависит от истории, теоретически, если заложить всю историю работы скважины, то можно выйти на начальное.
Проверить легко, создай в тестовом проекте историю работы: 1 период дебит 0 (статика), 2 период дебит 100 (режим), третий период дебит 0 (КВД), подставь свое Рi и все остальное равное каким-либо постоянным величинам, смоделируй, выполни анализ КВД, уточни - все красиво. Оставь свободным наложить Рi (позволь ему меняться) - опять анализ КВД, уточнить - все осталось на своих бобах. А теперь в 1 периоде исправь дебит 0 на дебит равный 2 периоду (таким образом историю работы увеличили в несколько раз) - опять анализ КВД, уточнить - все параметры изменились, Рi увеличилось. Если в истории дебиты вернуть на свои места, то все параметры (и Рi тоже) вернуться обратно.
Таким образом видно, что учет истории работы сильно влияет на величину Рi и форму производной
2. Я ввожу текущее Рi, главное, что все корреляции для свойств газа строятся в указанном ниже диапазоне давлений. Твое пластовое должно ложиться в этот диапазон, иначе будет выдаваться ошибка. Давление в процессе ГДИС меняется - для каждого его изменения берутся свои свойства газа по принятым зависимостям. Зависимости очень сильно зависят от состава газа и пластовой температуры
...может кто еще что подскажет
Ух, пока писал - уже подсказали...
Большое спасибо всем за помощь. Вы очень мне помогли!!!
Был бы благодарен, если бы еще одну гадость объяснили, что это? на рис. видно
3.JPG
Rinv - радиус зоны охваченной исследованием, Tested vol. - поровый объем охваченный исследованием (используется при "некорректных" оценках минимальных дренируемых запасов), DeltaP - потери депрессии на преодоление скин-фактора, позволяет оценить производительность скважины - для удобства советую выбрать в настройках показывать в % - будет нагляднее для заказчика. Прикрепляю для тебя файл с единицами применяемыми у нас, загрузишь его в пункте меню Units - Load from file - My_units.zip
Спасибо, друг. Реально помог
Народ, хочу спросить, а у Рубина есть такое понятие как водонапорный режим? У
нас на месторождении скважины обводняются. Движется фронт воды. Я
попробовал в Рубине сделать симуляцию данного процесса. Но у меня
фронт воды почему то не движется к скважине. Все данные перепроверил. Я уже думал может его(движение воды)
надо эмулировать рядом нагнетательных скважин? Звучит нелогично.
Заранее благодарю.
А об ограничениях Rubis ничего не сказано в описании?
Видимо надо в полноценном симуляторе модель строить
уже ответили