Коэффициент альфа для композиционных моделей PVT

Последнее сообщение
ProMan 532 11
Фев 12

Кто использует альфа коэффициенты в композиционном моделриовании откликнетись.

Тут вопрос возник, кто и как определяет альфа коэффициенты для компонентов в композиционном моделриовании?

Или вообще не используете?

 

visual73 2141 14
Фев 12 #1

ProMan пишет:

Кто использует альфа коэффициенты в композиционном моделриовании откликнетись.

Тут вопрос возник, кто и как определяет альфа коэффициенты для компонентов в композиционном моделриовании?

Или вообще не используете?

 

Вы про сплиттинг?

ProMan 532 11
Фев 12 #2

visual73 пишет:

Вы про сплиттинг?

Не знаю как это называется но статью можно посмотреть вот с этой ссылки

http://www.onepetro.org/mslib/app/Preview.do?paperNumber=SPE-143379-MS&societyCode=SPE

visual73 2141 14
Фев 12 #3

не, это другой альфа коэффициент ))

Везде эти альфы, букв им не хватает))

Это разработка...тут вряд ли кто-то занимался этим. Мартос я слышал занимался, спроси у него ))

lemon 133 13
Фев 12 #4

ProMan пишет:

Кто использует альфа коэффициенты в композиционном моделриовании откликнетись.

Тут вопрос возник, кто и как определяет альфа коэффициенты для компонентов в композиционном моделриовании?

Или вообще не используете?

 

 

Народ, давайте поможем коллеге!

 

Можем, здесь имеется в виду коэффициенты A и B в уравнении Пенга-Робинсона. ProMan  напиши задачу конкретнее (какой симулятор, какое уравнение состояние), попробуем сообразить...

 У меня, по крайне мере, если куча примеров композиционных моделей в Eclipse... 

ProMan 532 11
Фев 12 #5

lemon пишет:

Можем, здесь имеется в виду коэффициенты A и B в уравнении Пенга-Робинсона. ProMan  напиши задачу конкретнее (какой симулятор, какое уравнение состояние), попробуем сообразить...

 У меня, по крайне мере, если куча примеров композиционных моделей в Eclipse... 

lemon, очень признателен за желание помочь.

Как visual73 уже заметил это в основном касается разработки месторождения, не уровнения Пенга-Робинсона.

Конкретно - определяет количество связаной нефти.

 

visual73 2141 14
Фев 12 #6

lemon, это не уравнение состояния. И в общем случае это не голое PVT/флюиды, иначе бы я знал. Это именно разработка, я эту тему - остаточная нефтенасыщенность - слабо себе представляю. Да и статью только поверхностно просмотрел, с переводом немного сложновато мне.

Поэтому я пасс, извините.

lemon, погляди SPE, поймёшь о чём речь.

Гоша 1197 15
Фев 12 #7

ProMan,

посмотри в ECLIPSE TD страницы, начиная с 362 (2011.2 версия) 

Альфа - это коэффициенты диффузии для компонентов. В уравнениях симулятора выступают как множители подвижности.

Ссылка на SPE - статья 22591.

ProMan 532 11
Фев 12 #8

Гоша пишет:

ProMan,

посмотри в ECLIPSE TD страницы, начиная с 362 (2011.2 версия) 

Альфа - это коэффициенты диффузии для компонентов. В уравнениях симулятора выступают как множители подвижности.

Ссылка на SPE - статья 22591.

Гоша, спасибо за сылки, но меня интересует прикладная часть. До сих пор не встречал применения в Эклипсе. Думаю этому может быть 2 варианта ответа.

1. Не важно

2. Не работает так как надо в Эклипсе

Потому что смотрю статьи и вижу что люди пытались этот феномен воспроизвести различными другими способами.

Гоша 1197 15
Фев 12 #9

Есть третий вариант :)

3. Может быть это нужно было только TOTAL, поэтому кроме TOTAL это никто не использует.

 

По теме (субъективно) : в дополнение к этим альфа-коэффициентам есть слово SOR (SORMW) - "неиспаряющаяся" остаточная нефть. Потому как для обычных фазовых проницаемостей при снижении давления (или существенном изменении композиционного состава за счет смешивания при одном и том же давлении) нефть видимо переходила в газовую фазу и фактическая остаточная нефтенасыщенность в модели стремилась к нулю. Чтобы этого не происходило ввели слово SOR, придумав подходящее научное объяснение феномена неснижаемой остаточной насыщенности с помощью альфа-коэффициентов.

 

Отсюда вопрос, ответ на который влечет заключение о целесообразности использования всех этих хитрых опций : вы качаете СО2 или другой агент для смешивания, чтоб у вас этот феномен присутствовал или наблюдаете феномен на керне / в PVT-лаборатории? 

ProMan 532 11
Мар 12 #10

Гоша пишет:

Есть третий вариант :)

3. Может быть это нужно было только TOTAL, поэтому кроме TOTAL это никто не использует.

это конкретная информация или лишь твои догадки?

Цитата:

Отсюда вопрос, ответ на который влечет заключение о целесообразности использования всех этих хитрых опций : вы качаете СО2 или другой агент для смешивания, чтоб у вас этот феномен присутствовал или наблюдаете феномен на керне / в PVT-лаборатории? 

При закачке газа я должен видеть увеличение приемистости до какого-то определенного уровня, а не до абсолютного значения что влияет на давление и объема закачки в конечном счете.

 

Гоша 1197 15
Мар 12 #11

Про TOTAL: это информация из заголовка/аннотации SPE статьи - авторы из TOTAL

Про SOR: это слово введено в 2011 версии, где пофиксили баги SORMW1 (его теперь не надо использовать)

Так что, вполне можешь считать конкретной информацией. 

intangible 98 12
Мар 12 #12

Гоша пишет:

ProMan,

посмотри в ECLIPSE TD страницы, начиная с 362 (2011.2 версия) 

Альфа - это коэффициенты диффузии для компонентов. В уравнениях симулятора выступают как множители подвижности.

Ссылка на SPE - статья 22591.

 

Цитата:

The alpha-factor method is based on a table that will correct the transport coefficients, allowing to speed up some components and to slow down the others. These transport terms are the component flows between cells, which are driven by the pressure gradients. This is done for each HC phase, at each time step, at each cell, and for any composition. They are a purely numerical concept, somewhat analogous to pseudo relative permeability but for components instead of phases.

Верно, речь идет о коеффицентах диффузии для отдельных компонентов. Своего рода относительные проницаемости но не для целых фаз а для компонентов, например более эффективная вязкостная фильтрация метана относительно пентана/гептана . Мы использовали их как сенситивити для матчинга скорости увеличения газового фактора для околокритичной нефте-газоконденстаной смеси.. Посоветовал нам это попробовать консультант из БиПи. Коэфиценты были взяты как параметр который можно изменять для получение хорошего схождения. В нашем случе, то чего можно было добиться с этими коеффицентами, можно было также добиться простым изменением смешивающихся и несмешивающихся кривых относительной проницаемости.. ужс.. русский язык забыл

 

intangible 98 12
Мар 12 #13

Гоша пишет:

По теме (субъективно) : в дополнение к этим альфа-коэффициентам есть слово SOR (SORMW) - "неиспаряющаяся" остаточная нефть. Потому как для обычных фазовых проницаемостей при снижении давления (или существенном изменении композиционного состава за счет смешивания при одном и том же давлении) нефть видимо переходила в газовую фазу и фактическая остаточная нефтенасыщенность в модели стремилась к нулю. Чтобы этого не происходило ввели слово SOR, придумав подходящее научное объяснение феномена неснижаемой остаточной насыщенности с помощью альфа-коэффициентов.

Хех у нас такая же фигня была когда моделировали закачку СО2. остаточня нефтенасыщенность была "0" ! это все изза подразумеваемого мгновенного фазового равновесия в каждой клетке на каждом таймстепе. теперь буду знать про SOR.

ProMan 532 11
Мар 12 #14

intangible пишет:

Верно, речь идет о коеффицентах диффузии для отдельных компонентов. Своего рода относительные проницаемости но не для целых фаз а для компонентов, например более эффективная вязкостная фильтрация метана относительно пентана/гептана . Мы использовали их как сенситивити для матчинга скорости увеличения газового фактора для околокритичной нефте-газоконденстаной смеси.. Посоветовал нам это попробовать консультант из БиПи. Коэфиценты были взяты как параметр который можно изменять для получение хорошего схождения. В нашем случе, то чего можно было добиться с этими коеффицентами, можно было также добиться простым изменением смешивающихся и несмешивающихся кривых относительной проницаемости.. ужс.. русский язык забыл

 

Че то я не врубляюсь.  Я про снижение приемистости в нагнетательных скважинах писал, а ты что то про газовый фактор какие-то кривые.

Проясни что за газовый фактор что за кривые смешивания и не смешивания?

Go to top