Композиционное моделирование Eclipse

Последнее сообщение
visual73 2141 14
Май 10

Кто знает какие ключевые слова в Eclipse E300 позволяет задавать модель флюида отдельно адаптированную для пластовых условий и отдельно для наземных условий. Читал что это возможно и задаётся как-то через шифт-параметр от температуры.

visual73 2141 14
Янв 11 #51

Гоша пишет:

Проблема первого случая в том, что если одна скважина будет "протыкать" ячейки из двух разных регионов УС (EOSNUM), то симулятор возьмет "первое попавшееся из двух значение" (выдав предупреждение в лог), и потом по нему будет считать flash при перетоке из ячейки в скважину. Методом исключения остается только второй способ.


Для себя то я уже уяснил в общих чертах, осталось описать для других почему так... ))).
Спасибо blush.gif

visual73 2141 14
Янв 11 #52

А если газонефтяная залежь всё же задана как 2 PVT региона (для газа и для нефти), можно ли в гидродинамическом симуляторе менять размер этих регионов во время симулирования? Т.е. например я задал два региона, начал симулировать разработку, и на 20-ый год разработки решил увеличить газовый регион, и соответственно уменьшить нефтяной. Возможно ли переназначить размер этих регионов, напр. в Эклипсе?

RomanK. 2164 13
Янв 11 #53

visual73 пишет:

А если газонефтяная залежь всё же задана как 2 PVT региона (для газа и для нефти), можно ли в гидродинамическом симуляторе менять размер этих регионов во время симулирования? Т.е. например я задал два региона, начал симулировать разработку, и на 20-ый год разработки решил увеличить газовый регион, и соответственно уменьшить нефтяной. Возможно ли переназначить размер этих регионов, напр. в Эклипсе?

сделать можно, только смысла не имеет, ибо нефизично.

visual73 2141 14
Янв 11 #54

RomanK. пишет:

сделать можно, только смысла не имеет, ибо нефизично.

А Вы уверены что можно?
И потом, почему не физично? Если можно то как раз я смогу двигать ГНК, что и требовалось в одном из верхних сообщений, для двух регионов PVT...

RomanK. 2164 13
Янв 11 #55

visual73 пишет:

А Вы уверены что можно?
И потом, почему не физично? Если можно то как раз я смогу двигать ГНК, что и требовалось в одном из верхних сообщений, для двух регионов PVT...

внк и гнк это понятия начального момента времени, далее четких границ нет. Тем более привязывать свойства флюидов к геометрии абсурд, в момент времени ноль ещё можно поскрипеть, но далее никак нет. Изменить можно редактируя рестарт файл.

visual73 2141 14
Янв 11 #56

RomanK. пишет:

внк и гнк это понятия начального момента времени, далее четких границ нет. Тем более привязывать свойства флюидов к геометрии абсурд, в момент времени ноль ещё можно поскрипеть, но далее никак нет. Изменить можно редактируя рестарт файл.

понятно, спасибо smile.gif

Гоша 1197 15
Янв 11 #57

visual73 пишет:

А Вы уверены что можно?
И потом, почему не физично? Если можно то как раз я смогу двигать ГНК, что и требовалось в одном из верхних сообщений, для двух регионов PVT...


А зачем нужно самому "двигать ГНК" руками ?
Если нужно посчитать добычу нефти/газа выше/ниже ГНК, то для этого есть соответствующие векторы SUMMARY (WOPRA, WOPRB и т д)

visual73 2141 14
Янв 11 #58

Гоша пишет:

А зачем нужно самому "двигать ГНК" руками ?
Если нужно посчитать добычу нефти/газа выше/ниже ГНК, то для этого есть соответствующие векторы SUMMARY (WOPRA, WOPRB и т д)

Движения ГНК происходит при разработке нефтяной залежи, в исторической перспективе. От этого будет зависеть напр обводненность скважин.
Т.к. при едином резервуаре ГНК движется сам сабой а при разных регионах движения не происходит то и...
Помогут ли в данном случае вышеназванные слова, я не знаю.

Гоша 1197 15
Янв 11 #59

visual73 пишет:

...
Т.к. при едином резервуаре ГНК движется сам сабой а при разных регионах движения не происходит то и...
...


Да я понимаю что он движется в процессе разработки, но ведь сам, а не "силой воли" инженера smile.gif

А, так вот оно что.. Регионы сделали и это мешает контакту. Еще один аргумент в пользу единого региона (кроме того, что скважины протыкают разные регионы и это плохо)

visual73 2141 14
Янв 11 #60

Гоша пишет:

Да я понимаю что он движется в процессе разработки, но ведь сам, а не "силой воли" инженера smile.gif

А, так вот оно что.. Регионы сделали и это мешает контакту. Еще один аргумент в пользу единого региона (кроме того, что скважины протыкают разные регионы и это плохо)


Ну да smile.gif Сначала стояла проблема выбора методики, потом обоснования правильности выбора.
В настоящий момент я уверен что именно единые свойства должны характеризовать композиционную модель нефтегазовой залежи.

Вар 391 14
Янв 11 #61

visual73 пишет:

Ну да smile.gif Сначала стояла проблема выбора методики, потом обоснования правильности выбора.
В настоящий момент я уверен что именно единые свойства должны характеризовать композиционную модель нефтегазовой залежи.


а что показывает практика?
мой коллега мешал смеси и готовил модели EOS, но все они грешили большой погрешностью при расчетах
в E300. Линейные итерации само собой, однако на контакта твориться полная Ж...

после долгих мучений, практика показала, что подбор и матчинг смеси на лаб. данные часто просто
не возможен. начинается поиск неопределенностей, копание в лабораторках, потом в отборе проб,
потом в носу.... затем модель сажается на подсчет - blackoil - все счастливы.

Ув. коллега упомянул Карачаганак. Много наслышан, что ,кто только там не делал модели, отбор проб и пр.
Почему именно Витсон ? интересно посмотреть на лекции да и на модель smile.gif

visual73 2141 14
Янв 11 #62

Вар пишет:

а что показывает практика?
мой коллега мешал смеси и готовил модели EOS, но все они грешили большой погрешностью при расчетах
в E300. Линейные итерации само собой, однако на контакта твориться полная Ж...

после долгих мучений, практика показала, что подбор и матчинг смеси на лаб. данные часто просто
не возможен. начинается поиск неопределенностей, копание в лабораторках, потом в отборе проб,
потом в носу.... затем модель сажается на подсчет - blackoil - все счастливы.

Ув. коллега упомянул Карачаганак. Много наслышан, что ,кто только там не делал модели, отбор проб и пр.
Почему именно Витсон ? интересно посмотреть на лекции да и на модель smile.gif


Проблема плохих экспериментальных замеров - была, есть и будет.
Я считаю, что проблема любого моделирования (в т.ч. EOS) решается не сложно. Уравнение состояния очень резиновое, и его можно подстроить под любую реальную флюидную систему. Но это не означает что его можно натянуть на плохие данные. Ошибки в экспериментах делают невозможным построение нормальной модели (в большей степени это относится к EOS). Итог: сначала приводим в порядок эксперимент, потом матчим. Эксперты решают такие проблемы на раз-два-три. Всё дело в опыте и знаниях.

Лекции Витсона посмотри тут.
Он преподаёт кажется в Норвегии. Мировой эксперт по PVT.

Модель Карачаганака у него хорошая получилась. Если не ошибаюсь на каждые 50 м он выдаёт состав флюида и единые свойства фракций (т.е. одна модель но составы разные, так как на самом деле и есть). И всё у него хорошо бьётся и с ГНК и с экспериментами.
Так что учиться, учиться, учиться. Всем кто хочет изучать этот вопрос )).

Alexey S 567 12
Янв 11 #63

visual73 пишет:

Модель Карачаганака у него хорошая получилась. Если не ошибаюсь на каждые 50 м он выдаёт состав флюида и единые свойства фракций (т.е. одна модель но составы разные, так как на самом деле и есть). И всё у него хорошо бьётся и с ГНК и с экспериментами.
Так что учиться, учиться, учиться. Всем кто хочет изучать этот вопрос )).

visual73, да никто и не спорит, что Витсон крут и состав надо делать в композиционке. Здесь вопрос в другом. Карачаганак сколько лет в разработке? Сколько там было сделано исследований за все время? Скажем так - много. У Витсона был материал, который он правильно использовал. В вашем случае все немного не так. Из материала у вас - это первичка по старым исследованиям, данные разведок и противоречивая новая инфа по пластам, ГНК и ВНК. Сделать из этого что-то хорошее равносильно чуду. Поэтому вам и предлагается чудо пока не делать, а сделать наброски в блекойле.

visual73 2141 14
Янв 11 #64

Alexey S пишет:

visual73, да никто и не спорит, что Витсон крут и состав надо делать в композиционке. Здесь вопрос в другом. Карачаганак сколько лет в разработке? Сколько там было сделано исследований за все время? Скажем так - много. У Витсона был материал, который он правильно использовал. В вашем случае все немного не так. Из материала у вас - это первичка по старым исследованиям, данные разведок и противоречивая новая инфа по пластам, ГНК и ВНК. Сделать из этого что-то хорошее равносильно чуду. Поэтому вам и предлагается чудо пока не делать, а сделать наброски в блекойле.


Уважаемый Alexey S!

Большое спасибо за Ваш совет. Но к сожалению Вы опоздали. Если Вы взглянете на начальное сообщение этой темы, то догадаетесь, что столько времени модель не делают, даже по Карачаганаку )).
Модель этого месторождения давно уже сделана и сдана. Недавнее поднятие снова этой темы мною, было вызвано новой работой связанной с анализом сделанной модели и её сравнением с другой, ...другого типа )). Моей целью стояло правильно обосновать нецелесообразность моделирования последнего варианта.

А вариант BlackOil вообще даже не рассматривался. Если Вы почитаете сообщения выше, то поймёте почему - нельзя моделировать газонефтяные залежи этим типом когда идёт сильный массообмен между разными фазами флюида.

А по поводу качества материала - из любого материала можно сделать конфетку. И требуется для этого совсем немного - знать о флюиде больше, чем другие - а уж если вы сидите на этом месторождении, то это легко ).

Вар
А моделей по Карачаганаку было много потому что по мере изучения флюидной системы, расширялось и сознание людей, появлялись новые теории. Из последних: Ps<Pr на ГНК например. Витсон и потренировался ).

Мечта у меня поработать с ним ). Жаль вот на конференцию не успел слетать, будет скоро хорошая ). Там и Педерсен будет, Каринка ))

Вар 391 14
Янв 11 #65

visual73 пишет:

Лекции Витсона посмотри тут.

Так что учиться, учиться, учиться. Всем кто хочет изучать этот вопрос )).


Спасибо, линк отличный! smile.gif

Вы, уже говорите , почти как В.И. Ленин:
" Учиться, учиться и учиться....." biggrin.gif

А что, вы думаете о творении витсона (PVTx-roxar) если сравнивать с PVTi, ну и PVTsim ?

Alexey S 567 12
Янв 11 #66

visual73 пишет:

Уважаемый Alexey S!

Большое спасибо за Ваш совет. Но к сожалению Вы опоздали. Если Вы взглянете на начальное сообщение этой темы, то догадаетесь, что столько времени модель не делают, даже по Карачаганаку )).
Модель этого месторождения давно уже сделана и сдана. Недавнее поднятие снова этой темы мною, было вызвано новой работой связанной с анализом сделанной модели и её сравнением с другой, ...другого типа )). Моей целью стояло правильно обосновать нецелесообразность моделирования последнего варианта.

А вариант BlackOil вообще даже не рассматривался. Если Вы почитаете сообщения выше, то поймёте почему - нельзя моделировать газонефтяные залежи этим типом когда идёт сильный массообмен между разными фазами флюида.

А по поводу качества материала - из любого материала можно сделать конфетку. И требуется для этого совсем немного - знать о флюиде больше, чем другие - а уж если вы сидите на этом месторождении, то это легко ).

visual73, ваш посыл мне понятен, но тогда непонятно другое - почему ваши коллеги в сомненьях? Они то как раз сильно размышляют о том - есть так конденсат или нет и если есть, то сколько. Нестыковка получается, учитывая, что у них должен быть ваш композиционный состав и анализ, который как раз все и показывает.

visual73 2141 14
Янв 11 #67

Вар пишет:

Спасибо, линк отличный! smile.gif

Вы, уже говорите , почти как В.И. Ленин:
" Учиться, учиться и учиться....." biggrin.gif

А что, вы думаете о творении витсона (PVTx-roxar) если сравнивать с PVTi, ну и PVTsim ?


А вот этого я и не знал )))
В общем-то PVTx - это вторая моя программ по моделированию с которой я познакомился ), первая была Брусиловского грамуллина ))).
Ну, я бы сказал так - до конца не доведённая она. После того как она перестала быть оксфордской и стала роксаровской принципиальных вещей в ней не много появилось. Выдаёт порой глюки. Но и PVTi ведь тоже глючная. В пользу последней - намного глубже продуманная теоретическая основа, в пользу первой - есть слимТюб )), да и фейс поприятнее. Но после того как PVTx мне выдала херню и не сообщила об этом, я пересел на ай, которая всегда пишет - "немонотонно"! laugh.gif
А полноценно поддерживают свой продукт только симы, но и цена у них соответствующая. Лидер рынка ))). Каринка рулит! laugh.gif Я в ней не много работал, но думаю в ближайшее время заняться посерьёзнее этим вопросом - думаю они лучшие. Но считать можно на всём ).

Хвалят ещё CMG-шный продукт - winProp, но я с ним не работал. Фейс вроде ужасный там.

виталя 40 13
Июн 11 #68

Здравствуйте!

Столкнулся с аналогичной проблемой создания единого EOS для газоконденсатной залежи с большой нефтяной оторочкой. Послушал лекции Curties Whitson - он рекомендует создавать единое уравнение. Попытался найти литературу по данному вопросу. Смог отыскать только статью spe 36244. Авторы утверждают, что для описания различных фаз необходимо использовать компоненты с различными свойствами, то есть по сути составлять разные EOS.

visual73 2141 14
Июн 11 #69

Всё правильно Витсон рекомендует. Модель должна быть одна и для газовой шапки и для нефтяной оторочки, различие в фазовом состоянии и в свойствах флюидов достигаются разностью составов. Составы разные, но равновесные на ГНК. Всё остальное (свойства фракций, уравнение) единое. Это бывает не просто из-за проблем в качестве экспериментальных данных, но к этому нужно стремиться. Для любой системы можно создать единую модель.

visual73 2141 14
Июн 11 #70

...но для чисто метановой шапки и тяжёлой нефти, это будет всё же не самое лучшее решение

виталя 40 13
Июн 11 #71

В продолжение темы.  Я работаю над газоконденсатной залежью с значительной нефтяной оторочкой (Венесуэла, начало разработки в 1950-е).Залежь начала разбуриваться с газоконденсатной части. Начальное пластовое давление составляет около 4516 Psig. По одной скважине из газоконденсатной части отобрано несколько глубинных проб. По всем пробам  экспериментально получено одинаковое значение давления начала конденсации - 4400 psig. Проведены эксперименты - CCE, CVD, определён компонентный состав до С6+. Через десять лет после начала разработки залежи была пробурена первая скважина в нефтяной оторочке. По ней также была отобрано несколько глубинных проб и определено давление насыщения (3450 psig) при разнице в абсолютных отметках между глубинами перфораций по скважинам, по которым был проведен отбор проб, около 120 метров. За период до начала отбора пробы из нефтяной части пластовое давление упало до 3700-3800 psig. Во всех рекомендациях утверждается, что при создании EOS необходимо максимально полно использовать имеющиеся PVT данные.  Я настроил EOS на экспериментальные данные по газоконденсатной части. Получилась  хорошая сходимость с экспериментальными данным, в т.ч. удалось довольно точно рассчитать по EOS глубину определенного газонефтяного контакта. Каким образом в данном случае лучше использовать информацию по PVT исследованиям по скважине из нефтяной части? Может быть имеет смысл использовать данные по нефтяной части в качестве параметра по адаптации? Скажем, попытаться получить "модельный" состав флюида в нефтяной части, максимально близкий к отобранному на дату отбора? Либо возможен ход рассуждений, по которому нефтяная оторочка не разрабатывалась 10 лет и на неё не оказывала серьезного влияния добыча из газоконденсатной части, а выпавший при снижении давления ниже Dew point в газоконденсатной части конденсат был неподвижен, то можно создавать единое EOS на основе данных как по нефтяной части, так и по газоконденсатной?

ProMan 532 11
Июн 11 #72

виталя пишет:

Каким образом в данном случае лучше использовать информацию по PVT исследованиям по скважине из нефтяной части? Может быть имеет смысл использовать данные по нефтяной части в качестве параметра по адаптации? Скажем, попытаться получить "модельный" состав флюида в нефтяной части, максимально близкий к отобранному на дату отбора? Либо возможен ход рассуждений, по которому нефтяная оторочка не разрабатывалась 10 лет и на неё не оказывала серьезного влияния добыча из газоконденсатной части, а выпавший при снижении давления ниже Dew point в газоконденсатной части конденсат был неподвижен, то можно создавать единое EOS на основе данных как по нефтяной части, так и по газоконденсатной?

Я более склонен ко второму сценарию. Но конечно надо и то и другое прогнать, какая из них более логична и быстро накладывается на историю ту и бери, тебе же надо быстро адаптировать.

Кроме этого если скважина далеко находиться от остальных добывающих и при первом прогоне видно, что поле давления не дошло до нефтяной скважины или же дошло но не так существенно то придерживаться второго сценария.

 

Страницы

Go to top