lemon пишет:

EOS адаптированную на наземные условия (работа сепаратора) задаются с помощью "surface Equation Of State". Смотри Tекникал Дискрипшн к Эклипсу. Там теже ключевый слова, что и для пластового EOS, только добавляется S на конце.

Спасибо большое!

Правильно ли я понял, что адаптировать модель к эксперименту достаточно только к пластовым параметрам. А для стандартных условий (плотности нефти, газа...что ещё?) можно иметь свою модель.
Так?
Вообще для чего это надо? Чтобы добиться лучшей сходимости модели с действительностью?

lemon пишет:

Используем "surface EOS", чтобы более точно подсчитать выход стабильного конденсата из сепаратора (т.е.коэф-т усадки).

Резюмируя:
Ваша модель (EOS) не точно выдаёт параметр "Содержание конденсата на газ сепарации, см3/м3", из-за чего идёт не сбивка добычи. За счёт EOSS Вы приводите всё в соответствие, между тем не трогая основные показатели модели.
Так я понимаю?
Т.е. при адаптации модели достаточно чтобы она выдавала точные давление насыщения, плотность флюида в пласте, а также Z , Vж, Ки - для газа; а остальные параметры (GOR, плотности в стандартных условиях) могут гулять в некоторым широком диапазоне, и для них адаптацию проводить отдельно, записывая их через -S ключи.

Интересное допущение. Я до конца не мог поверить в такое. Мне кажется такого в Темпесте нету.

Мануал то я читал. Только беда в том что там мало что по теории написано, в лучшем случае написано что можно что-то сделать. А зачем, почему, для чего используется - нету тама. Всё догадки.
С PVTi собстно вопросов нет.
Вопрос как это всё используется в эклипсе E300! От этого зависит как мне адаптацию делать модели )))
Тут то и всплывают параметры со значком -S, как мне подсказали.
И шифт там тоже имеется с буковкой S (то бишь surfice) )))
Т.е. я могу сделать две модели с одним составом но разными свойствами фракций! Одна будет для пласта другая для поверхности.
уууужасно интересно Жаль спецов мало в рашиа.))

lemon пишет:

Извеняюсь - немного выпал из обсуждения. Проблема, о которой идет речь, очень банальна. Необходимо рассчитать в модели объем товарного конденсата, который выходит из УКПГ. Средствами Эклипса (простая цепочка сепараторов) вы никогда в жизни не опишите весь технологичекий процесс НТС (колонна деэтанизации, теплообменники и др.) на УКПГ. Единственная возможность - это настороить поверхностное EOS, чтобы оно давало правильное соотношение сырого конденсата (из пласта) в стабилизированный(деэтанизированный) конденсат после УКПГ. Это соотношение (коэф-т) усадки берем из моделей HYSIS у переработчиков.
Если же у вас на месторождении используют простую цепочку сепараторов, то используйте одно EOS, настороенное и на пластовые условия, и условия на сепараторе.

Т.е. фактически вводится коэффициент на несоответствие добытого и расчитанного.
Но ведь "никогда в жизни не опишите весь технологичекий процесс НТС" относится не только к объёму конденсата. Объём конденсата - это фактически - параметр Rv. А кроме этого, после всяких технол. операций у нас и плотность конденсата поменяется, которую тоже надо бы описать, а через основное EOS опять же - "не опишите".
Т.е. мы вышли на два параметра (для газа) для которых используется второе EOS. А для нефти добавляется ещё b, тк. зависит от объёма при стандартных условиях.
Вот и получается что когда мы используем два EOS, то для адаптации первого можно использовать только ...а что собственно остаётся?...только пластовых параметры - Ps, Z, плотность пластовая да собственно и всё 8(. А вот для второго EOS остаётся самая сложная увязка - плотность станд, b, Rs.
Спасибо за ответ, стало яснее.

Да ещё и коэфф. извлечения С5+ тоже забыл - еще один параметр в поверхностных условиях, важный для России

Подскажите плиз кто знает.

Нужно описать нефтегазовую залежь через копозиционку. Правильно ли я понял, что в Eclipse можно задать через EOSNUM два блока ячеек верхний(газ) и нижний (нефть) и для каждого такого блока я могу задать свой состав, свои свойства компонентов (и даже уравнение можно своё))). Т.е описать тем самым систему пластового газа и пластовой нефти ГН залежи, каждую в отдельности подогнав до этого под эксперимент PVT.?
Т.о. нет необходимости использовать единые свойства фракций для газа и нефти, что даёт нам гибкий инструмент для адаптации.

Вар
Спасибо за ответ.

Допустим меня зовут не Владимир Николаевич, тогда как быть?
Хороший фильм не спорю, но это уже перебор )).

Почему это газ в газовой шапке должен обязательно быть таким же как и нефтерастворённый? Нонсенс.

"Несходимость жёсткая..." поподробнее с этого места, если можно. Какая несходимость, в чём выражается...

Необходимость вызвана тем, что имеющийся состав пластового газа и пластовой нефти (обоснованный состав) не корректно описывает параметры в пластовых и стандартных условиях. И очень сложно подобрать единые свойства псевдофракций (Tc, Рс, и т.д.) чтобы они идеально описывали эти параметры для нефтяной и газовой части залежи. Поэтому требуется отдельная адаптация под эксперимент для нефтяной и для газовой системы.

Ваши комментарии, прошу.

Приятно разговаривать с человеком, который тебя хорошо понимает, и даже знает такие же проблемы ). Очень большое спасибо за Ваш ответ. Когда сам в своём котле варишься, часто думаешь "а может так, а может так и нельзя..." ))). Тем более у меня пробелы есть в ГД моделировании.

По поводу единых свойств для газовой и нефтяной части, расскажу один интересный момент. Я бился над одним месторождением (по незнанию думал что свойства должны быть одни), и таки получил, я бы сказал так - что-то среднее между хорошим и плохим результатом ))). Можно, конечно ещё натянуть результаты за счёт -S (в поверхностных условий), но ненамного т.к. есть очень прочная взаимосвязь параметров Rs-ро (что очень нужно для получения хорошего результата), и адаптация на разделение этой связи не идёт. Поэтому я и вышел (получилось с заду, так сказать ))) на регионы.

По поводу описания через BlackOil, это конечно проще делается. Но если газовая шапка (крупная) имеет содержание С5+ до 360 г/м3, а нефтяная часть (тоже большая) - Rs до 340 м3/м3, то тут зачешешь макушку - а сможет ли BlackOil нормально описать массообмен? Разрабатывается только нефть, сайклинга нет.

Вот такие пироги с узюмом )))

Ещё раз спасибо за столь ценные для меня замечания!

lemon пишет:

Да, есть такая проблема. Создать единое EOS, которое бы описывало экспериментальные параметры пробы из нефтяной части и газоконденсатной части, практически невозможно. Можно рассчитать равновесный состав газа из нефтяной пробы (где есть тяжелые компоненты), потом его "докручивать", чтобы получить нужные результаты по диф.конденсации. Но полученный состав часто отличается от экспериментально определенного по г/к пробе. Есть и другие проблемы.
Из своего опыта пришел к выводу, что как в комп-ной, так и в блэк-ойл моделях, лучше разделять флюиды по PVT (EOS) регионам. Да, будут проблемы на контакте (когда флюид их одного региона попадает в другой, то его свойства резко меняются). Учитывая тот факт, что ГНК при разработке н/г залежей меняется незначительно: либо добывают только газ, тогда ГНК не движется а скорее расформировывается; либо обе части одновременно, и контакт можно принять постоянным. В любом случае уверен, что погрешности, вызываемые разделением местр-ния на два региона, меньше, чем использование некого "усредненного" одного EOS, которое "в среднем" описывает экспериментальные данные как в газовой, так и нефтяной частях. Да и вообще, н/г залежи лучше описывать в помощью "black-oil". Композиционка только усложнит все дело (если только не сайклинг).

RomanK. пишет:

Разделение залежи на две части по свойствам плохая идея. Свойства становятся атрибутом геометрии [то есть геологии] и куб газа при пересечении условной границы изменит свои свойства - это достаточно смешная идея. Единая залежь обладает единым регионом по свойствам, только как этого добиться я не знааа...но точно не так, никакой пользы от такой модели не будет одна головная боль.

Ещё бо'льшая головная боль будет если единые свойства будут выдавать большую погрешность в параметрах флюидов.
Представьте себе нефть имеет Rs=250, а по модели выдаст 360 м3/м3. А ведь на флюид завязана вся добыча!
Будет головная боль больше здесь или с геологией?
Опережая вопрос, что это "плохая адаптация": очень сложно всё увязать в единый котёл, основываясь на фактическом материале, а именно он является основой для экспертов на защитах.

Monstradamus пишет:

А обосновать, что принятое Rs=250 может быть занижено уже не получится? Что все пробы по нефти могут быть разгазированы в виду того, что пластовая система предельно насыщена... Или давление насыщения нефти бьется с пластовым на уровне ГНК? Или это одно из тех месторождений со сложными горно-геологическими условиями, где это равенство не выполняется?

Я бы и не писал тут если бы можно было бы что-то обосновать и изменить до моделирования. К сожалению, сначало мы обосновываем все параметры (не по среднему, нет ))), в том числе рассматриваем все варианты что происходят в залежи. Это большая тема и она уже закрыта на момент начала моделирования флюидов.
Поэтому к моделированию я приступаю с полностью обоснованными параметрами. Это сложнее чем сначала сделал модель как больше подходит, а потом подогнал эксперимент под модель ).

А про тот случай... тут он не работает, а точнее совершенно невозможно обосновать ни тот, ни другой случай, а потому остаётся классический Рпл=Ps на ГНК ))) Да и зафиксировать тот уникальный случай очень сложно. Например когда мы имеем дело с гигантами + хорошая база PVT, тогда можно уже рассуждать, так как сделали иностранцы.

P.S. Самая главная сложность в том кошмаре, который происходил и до сих пор происходит в СССР с отбором и исследованием PVT пластовых проб. А ничего другого нет, увы. Не скажешь же что "А мне машина так насчитала!"

Ну да, как-то так...)))

Вар пишет:

И к тому же, если ваша газонефтяная залежь имеет довольна объемную газовую шапку, то
при интесивном отобре газа (например), или заводнении, ГНК и ВНК начнут двигаться (вверх или вниз).
Тогда что ? 5, 10 , 20 регионов ? Свойства газа вы сошьете, а нефть как ?

Вы не предложили своего варианта выхода из ситуации. Пишете что так нельзя потому что нельзя.
А то что газ с нефтью сшить невозможно при условии подтверждения расчётом эксперимента, Вас похоже мало интересует. А вот так нельзя потому что не получится.
Я уже писал что нельзя менять (у меня) обоснованные данные основанные на эксперименте.

Вар пишет:

COMPVD - вам поможет. "Initial composition with respect to depth"

версус депт...
Так у меня и так два состава - для нефти и для газа. Куда же более?
А чем и как Вы подбираете состав под имеющиеся параметры флюидов?

RomanK. пишет:

Может действительно покажешь...

Смешное предложение

RomanK. пишет:

Ну смешное так смешное, какого хера тогда было начинать разговор?

Вы мне предлагаете выложить первичный материал используемый для обоснования параметров флюидов месторождения с 30-летней историей разработки с запасами 120 млн.тонн? Там одних только заключений PVT около 100 штук! Еще надо поизучать ГДИ, а потом геологию и разработку.
Вам не стало смешно? Нет?
Или про какую Вы "первичку" имеете ввиду сказать??

А меня же, уж извините, Ваше предложение вызвало, как минимум, недоумение. Поэтому и улыбнуло.

Ну тогда давайте остановимся на "коммерческой тайне". Такой ответ уж точно устроит.

Я всего лишь хотел узнать методы решения поставленной проблемы. В основном я получил уже ответ, просто осталось небольшое любопытство по поводу ответа Вара - "НЕЗЯЯЯЯ ТАК КУРИТЬ, КЦ - УЖ БОЛЬНО ЦЕННАЯ ШТУКА" ))). Вот и хотел выяснить фундамент этого "НЕЗЯЯЯЯ" поподробнее.
Обсуждать фактический первичный материал не входило в мои цели.

Уж извиняйте если обидел, но ситуация именно такая.

RomanK. пишет:

Надо уметь реализовать свой вопрос в цифре, взрослый вроде человек, миллионы и года твое дело.

В душе я ещё ребёнок
Не будем ссориться ))

Проблемы у меня есть. Сейчас я над этим работаю. Все предложения учту в работе. Спасибо за них.
О результатах доложу )))

Я допускаю что проблема может быть в составах. Изучаю этот вопрос. Но возможно и нет.
Тогда зачем нужно EOSNUM, если так "незяяя"?

Вар пишет:

УЭФ: Ты что, дальтоник, Скрипач — зелёный цвет от оранжевого отличить не можешь? Турист…

Одни рождаются пацаками, другие чатланами...и мало кому удаётся стать ... человеками...

Я потом напишу что получилось

Ну Вы отжигаете ребята, не по детски
Ишь, впечатлительные какие! Один смотрит на EOS и сразу сексом занимается , у другого что-то другое мысли навевают... Кши, жара пришла У нас тут кальян предлагали проложить по смежным комнатам, интересно что мне будет казаться, как секс или как геморрой? )))

P.S. проблема на стадии решения. группирование вещь великолепная ))). А вообще главное это экскре... тьфу, эксперимент! вот!))

Буду рад если внесёшь свою долю знаний.
Проблема продвигается, но есть проблема )).
1. Не имеет смысла заниматься как говорят "матчингом" модели до её группирования. Состав состоит из 34 компонента. Это просто бессмысленно. Проблема на стадии моделирования в PVTi, а не в E300, если первый пункт будет решён то во втором проблем не будет. В E300 мы только передаём экспорт.
2. Как ты себе представляешь определить "подтверждённую разницу"? Это вообще возможно? Составы разные даже по параллельным пробам, а тут разные виды разгазирования и типы флюидов. Есть эксперимент для газовой и нефтяной части и этим всё сказано.
3. Вопрос не понял.
4. последний компонент - С28+
5. Большого смысла, именно в данном композиционном моделировании, в данных ИТК, как я понял, нет. В общем то пришёл к выводу Катца-Фирузобади: свойства должны быть одни. У меня правда чуть отличаются от ихних - так сказать региональная поправка ))
6. У меня 6, 7, 8 и 9 компонентные модели сделаны. По одному объекту разработки (у меня их два) уже всё тип-топ, остановился на 8 комп. А по второму проблемы - там одна газовая шапка и 2 состава нефти (скорее всего дифференциация по глубине идёт). Игры разума, блин

Надеюсь тоже не слишком резко ответил )

По поводу газов разного вида разгазирования. Не понял совсем
Газ стандартной сепарации по любому будет отличаться от суммарного газа дифференциального разгазирования или ступенчатой сепарации. В этом вся соль этих экспериментов, по другому и быть не может. Другое дело что состав пластовой нефти срекомбинированный по этим видам разгазирования может отличаться. Но я уверен что большое расхождение тут - продукт некачественного опыта, а если и есть какое-то расхождение, то оно незначительно.
Так что про "выбо пути" можно забыть. Путь один - сравнивать одинаковые виды разгазирования, которых нет. Для нефти если и проводились ступенчатые сепарации (ещё куча вопросов в их качестве), то уж явно не на те условия сепарации которые были на промысле для пластового газа.
По газу есть пара рекомбинированных проб по промысловым условиям. Т.е. эксперимент есть, но его очень мало, но он есть. И что-то тут выдумывать не приходится, любая выдумка (которая конечно же вдруг по случайности устроит моделиста ))) будет проигрывать экспериментальному замеру, пусть и плохому (это ещё доказать нужно).

1. Тогда наводящий вопрос, как ты проводишь матчинг например 36 компонентной системы? Какие параметры используешь? Все и сразу? Мой небольшой опыт показывает, что такая система хуже адаптируется чем скажем 9-компонентная после группирования. Поэтому я и хочу узнать детали, если это не секрет. Это и будет большой для меня помощью.

2. Как я писал выше по газу эксперимента "шиш да маленько". По нефтям тоже не много, т.к. все нефти очень раздроблены и разбиваются в целом по месторождению на пласты и блоки, то по изучаемому объекту остаётся мало.
Подстилающая нефть разбивается на два пласта, нижний также как и верхний, в некоторых местах контактирует и с газовой шапкой! По свойствам нефти эти пласты отличаются, между ними плотняк, но говорить о несообщаемости не приходится, таких данных нет.
Проведена отбраковка некондиционных проб. Итого проб 5-6 на каждый нефтяной пласт.

В общем полный винегрет.

P.S. практикой экспериментов PVT я тоже не плохо владею, а вот с матчингом есть трудности
P.S.S.в общем я изнасиловал уравнение состояния так, что худо-бедно, но приемлемый результат для 8-компонентной модели и для второго пласта получил. Но как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести ))), но монотонность в порядке ). И как говаривают умные люди "а ты хоть из говна сделай, главное чтобы результат подходящий был"

Mishgen пишет:

Теперь по п. 1,2,3. Тут чуть сложнее. Как утверждают знакомые PVT-практики количество и состав газа полученный при одноступенчатой сепарации и диф.разгазировании (заканчиваем и то и другое на 1/20) даже из одной пробы незначительно, но отличаются. Тоесть полученный результат зависит от "пути".
Теоретически представив себе "пласт с ГШ" как первую ступень некой многоступенчатой сепарации делаю предположение, что состав (а значит свойства? скажем таже плотность?) газа ГШ после такой "многоступенчатой" когда ее довели до поверхностных могут отличаться от газа простой одноступенчатой с пластовой нефтью. Откуда возможно получили "вывод" что газ ГШ и пластовой нефти разный.

Отсюда и появились вопросы.
1. Матчинг экспериментов до группировки (не в Е300 конечно, а в PVTi :-) провожу. Надо же понять стоит ли этим экспериментам вообще доверять. Если не можешь свести концы с концами при 25-ти компонентах (34х), то и при 9-ти шансов нет. Проблема в нестыковке самих экспериментов.
2. Эксперимент для газовой и нефтяной части очевидно не один (в ветке проскальзывало что-то о 100? пробах). Отсюда желание разобраться с тенденциями - есть ли заметное отличие по "среднестатистическому" составу газа ГШ и "среднестатистическому" составу газа нефтяной части.
3. Если при диф. разгазировании и одноступенчатой сепарации газосодержание заметно различаются и это воспроизводится PVTi ... видимо мы имеем тот случай состава/пластовых условий когда и газ газовой шапки может отличаться от газа "пластового" ... полученного после экспериментов над нефтяными пробами.
.... Короче газ ГШ и пластовый газ должен быть один и тот же. А вот на поверхности - газ разного состава. Возможно оттого и сшить "нефть с газом" не получается. Но это лишь "плод больного воображения в отсутвии фактического материала".

В общем опять не Ваш случай. У Вас газ один, а нефти две, а не два газа ... Удачи. (Лишь бы обе нефти были "ликвидные", а не одна в центре залежи вблизи ГНК, а другая вблизи ВНК).

С уважением,
Инженер.
P.S. Себе в Е300 выгружал два состава - Р7 и Р9. Один для быстрых рассчетов на начале адоптации. Второй для финального "воспроизведения", когда основные параметры модели уже сбиты. Ваш вариант Р8. :-)

Понятно. У всех мало опыта в этой области. (( Правда я знаю одного спеца - Витсон, такое есть хер, т.е. хер Витсон
Тут даже его видеолекции пробегали. Вот бы к нему съездить на лекции, да ещё и с переводчиком Предел моего счастья! Он кстати со своей формочкой (Пера называется) модель флюида по Карачаганаку делал.

Состав до С28+ + неуглеводородные = итого 34. У иностранцев сплошь и рядом делают. И до С40+ и больше. И правильно делают. Если для газа такой остаток - шиш да маленько, то для нефти -ого-го-го! Вот за счёт этого то и остатка я и разделил смеси по параметрам.
На счёт уравнения лучше не заморачиваться, пока. Самое распространенное Пенга который был с Робинсоном раньше. Встретились два чукчи, выпили по стакану огненной воды, написали уравнение и разбежались )).

Ой про исключения - и не говорите, сколько учишься, а всё едино дураком умрёшь. Тьфу зараза какая, сложная это штука, жизнь. ))

Спасибо за общение.

P.S. что-то Вы всё ночью отвечаете, неужели на Магадане сидите?

Mishgen пишет:

По поводу газов - Вы абсолютно правы - "полюбому". Это и пытался описать - видимо косноязычно.

По поводу 36 компонентов ... не встречал. В наших местах заказчики платят ровно за столько, сколько "по РД положено", а потом ... С7+ и ни в чем себе не отказывай. Отсюда и подходы немного другие. Да и Е300 брал в руки 3 раза :-) Были 24 компонента на обучении ... лет 10 назад :-), так уравнение сводили "последовательным приближением" (число параметров меньше числа замеров). Кстати ... "как я это сделал лучше не спрашивайте, сам не могу воспроизвести" (с). Тут даже уравнение какое выбрать и то вопрос (для меня лично) открытый.

Описанная система вызывает сомнение. Тоесть ожидается либо уж две разные газовые шапки, либо уж если шапка одна, то и нефть одна ... ну а плотняк ... если меньше полутора метров, то это не ГД барьер - полюбому :-) ... Хотя на всякое правило полно исключений.

С уважением,
Инженер

В продолжение темы.
Написал одному эксперту по ГДМ. Спрашиваю как лучше моделитьь, как два региона или как единый флюид но с разными составами? В чём проблемы первого случая?
А он мне - правильный первый вариант, потому что свойства газа и жидкости разные (!), и ОФП совершенно разные (!!) и вообще симулятор не расчитан на такие разностные схемы (!!!).
Ржу ни могу
И чего это он только про ОФП вспомнил?

К сожалению чаще всего вопрос о виде моделирования решается не на уровне модельеров ))). Иногда нужно и денежки оприходовать )))

А если серьёзно, то содержание конденсата высокое, газосодержание тоже, поэтому блэкойл точно не подходит. А вот то что получается "200%" - это проблема нашей (а конкретнее - моей) неграмотности в этом вопросе. В этом я уверен на все 100! Хороший Эксперт по PVT делает модель любого месторождения за 2 недели (сбором данных, кстати, эксперт не занимается)) ). Но, увы, таких людей единицы и они живут не в России. Осталось набиться в ученики и подучить английский. )))

Alexey S пишет:

visual73, добавлю свои 5 копеек к вашему разговору. Мое ИМХО, в случае анализа PVT этого месторождения - пока не парится с композиционкой. Модели черной нефти на этой стадии будет достаточно. Те цифры по исследованиям, которые у вас есть и та геология, которая ещё до конца не понята могут вам сыграть злую шутку в плане ошибки. Модель черной нефти может сгладить эту ошибку по регионам. И там, где она покажет ошибку в 30%, композиционка может разлететься процентов на 200%.