Dry (lean) Gas Injection - Определение параметров

Последнее сообщение
DmitryI 29 14
Июн 13

Хотел поднять вопрос по поводу параметров Dry Gas.

На месторождении проводится закачка сухого газа.
На руках имеются отчеты по PVT образцам нефти.
Месторождение без газовой шапки, поэтому имеется только Solution Gas Volume Factor.

Не посоветуете какие параметры можно поставить  для сухого газа (PVDG) используя имееющиеся данные?

Спасибо

Foxbat 47 10
Июн 13 #1

А газ откуда, попутный c этого же месторождения?

DmitryI 29 14
Июн 13 #2

Foxbat пишет:
А газ откуда, попутный c этого же месторождения?

Да с этого же

Foxbat 47 10
Июн 13 #3

Если шапки нет, то давление выше насыщения и весь газ в нефти должен растворится. Я тут кстати не уверен моделирует ли блекойл обратное растворение, т.к. закачку растворяемых газов только на композиционке делал. А так в PVDG можно постасить Solution Gas Volume Factor, и рассчитаную вязкость, обе как функции от давления. Обычно делают анализы компонентного состава газа, можно отсюда посчитать.

DmitryI 29 14
Июн 13 #4

Foxbat пишет:
Если шапки нет, то давление выше насыщения и весь газ в нефти должен растворится. Я тут кстати не уверен моделирует ли блекойл обратное растворение, т.к. закачку растворяемых газов только на композиционке делал. А так в PVDG можно постасить Solution Gas Volume Factor, и рассчитаную вязкость, обе как функции от давления. Обычно делают анализы компонентного состава газа, можно отсюда посчитать.

Сейачс так и сделано, вбиты значения Solution (Natural, Wet) gas. Точно известно что из газа удалены компоненты NGL (Natural Gas Liquids) после чего идет закачка.
По модели давление бъется неплохо, но после начала закачки газа начинает расти быстрее чем это видно по замерам. У возникает вопрос может ли это быть результатом отличия параметров dry and wet gase?

Foxbat 47 10
Июн 13 #5

А модель что показывает? Газ растворяется?

DmitryI 29 14
Июн 13 #6

Foxbat пишет:
А модель что показывает? Газ растворяется?

Да растворяется, мы задаем этот параметр, для анализа чувствительности также есть модель без растворения, которая как известно может быть не физичной )

Гоша 1195 17
Июн 13 #7

 В blackoil обратное растворение моделируется. По крайней мере в ECLIPSE есть слово DRSDT.
А что является "параметром для анализа чувствительности" ?
Swelling test на нефти не делался? Можно тогда хотя бы в PVT-пакете смоделировать, проверить поведение давления насыщения - достигает ли оно пластового (тогда уже по достижении газ не будет дальше растворяться). Да и в расчете куб давления насыщения и газосодержания выводить можно.

Foxbat 47 10
Июн 13 #8

Если давление в залежи намного выше чем давление насыщения, то ОК, можно в Е100 указать что весь газ растворяется. Но как давление начнет подползать к насыщению, то тут уже желательно будет композиционку собирать. Или как минимум иметь композиционный состав флюида и следить на тернари диаграмме, как будет происходить смесь, одноконтакно, многоконтактно, или же вообще прекратит смешиваться. Плюс при длительной закачке композиционный состав и свойства нефти могут поменяется, так что тут желательно E300.

Eugene 545 16
Июн 13 #9

Что-то очень все непонятно. Давайте разберемся.

Во-первых, почему вы решили, что PVDG - это свойства газа закачки? Это вообще-то свойства растворенного газа.
А в данном случае, свойства газа закачки и растворенного газа будут отличаться, т.к. газ осушенный.
Насколько я помню вы не можете задать свойства газа закачки в black oil модели.
Закачка газа "зашивается" в таблицу PVTO при ее создании. В пакетах моделирования уравнения состояния, например, PVTsim, при создании таблицы PVTO задается состав газа закачки и рассчитываются даления насыщения выше исходного давления насыщения, что является аналогом swelling test.
Я не помню, что задается в слове DRSDT. Приведите его описание, чтобы понять как оно используется.
В рассматриваемом случае ожидать смешиваемость вряд ли получится, т.к. газ сухой.
Использовать третьичную диаграмму для оценки смешиваемости не стоит. Это качественное описание, но никак не количественное. Как правильно сказали, лучше смоделировать тонкую трубку и определить минимальное давление смешиваемости. Но для этого необходимо правильно настроенное уравнение состояния, иначе прогноз может быть неверен.
DmitryI 29 14
Июн 13 #10

Eugene пишет:
Что-то очень все непонятно. Давайте разберемся.
Во-первых, почему вы решили, что PVDG - это свойства газа закачки? Это вообще-то свойства растворенного газа.
А в данном случае, свойства газа закачки и растворенного газа будут отличаться, т.к. газ осушенный.
Насколько я помню вы не можете задать свойства газа закачки в black oil модели.
Закачка газа "зашивается" в таблицу PVTO при ее создании. В пакетах моделирования уравнения состояния, например, PVTsim, при создании таблицы PVTO задается состав газа закачки и рассчитываются даления насыщения выше исходного давления насыщения, что является аналогом swelling test.
Я не помню, что задается в слове DRSDT. Приведите его описание, чтобы понять как оно используется.
В рассматриваемом случае ожидать смешиваемость вряд ли получится, т.к. газ сухой.
Использовать третьичную диаграмму для оценки смешиваемости не стоит. Это качественное описание, но никак не количественное. Как правильно сказали, лучше смоделировать тонкую трубку и определить минимальное давление смешиваемости. Но для этого необходимо правильно настроенное уравнение состояния, иначе прогноз может быть неверен.

Спасибо за замечания. У нас кстати как раз появилось два отчета по Solubility Swealing Study и Slim tube & Equiphase studies. 

DRSDT задает максимальную скорость растворения газа.  Maximum rate of increase of solution GOR. 
UNITS: sm3/sm3/day (METRIC), Mscf/stb/day (FIELD), scm3/scm3/hr (LAB).
Ставить нуль будет неверно (нефизично), ничего неставить будет по умолчанию бесконечность, что тоже не верно)

Насчет PVDO сразу вознук такой вопрос. На месторождении идет законтурное закачивание воды и внутри контурное закачивание газа. В этом случае вводить два PVT regions? Eсли да то по какому правилу выбирать границы?

ProMan 519 13
Июн 13 #11

В любом случае использование ключевого слова DRSDT не является правильным, так как процес не является stead-state, а является процессом transient. Я так думаю угодать это значение будет значительно трудно. Для каждой скважины будет своя скорость растворения газа в нефти, что будет параметром для адаптации.
Как я понял нет модели для месторождения, не было исследований по эфективности закачки газа, тогда с какого перепугу закачивают газ? Это выходит так избавляются от газа?

Eugene 545 16
Июн 13 #12

DmitryI пишет:

Спасибо за замечания. У нас кстати как раз появилось два отчета по Solubility Swealing Study и Slim tube & Equiphase studies. 

DRSDT задает максимальную скорость растворения газа.  Maximum rate of increase of solution GOR. 
UNITS: sm3/sm3/day (METRIC), Mscf/stb/day (FIELD), scm3/scm3/hr (LAB).
Ставить нуль будет неверно (нефизично), ничего неставить будет по умолчанию бесконечность, что тоже не верно)

Насчет PVDO сразу вознук такой вопрос. На месторождении идет законтурное закачивание воды и внутри контурное закачивание газа. В этом случае вводить два PVT regions? Eсли да то по какому правилу выбирать границы?

Вот что-то я неуверен в том, правильно ли вы слово DRSDT используете. А какое значение в слове стоит по умолчанию?
По идее прирост газосодержания с давлением должен быть посчитан в таблице black oil с каким-либо газом закачки. А на что влияет DRSDT, я не очень понимаю.
И еще по закачке газа. Можно ли для нагнетательных скважин свои PVT таблицы задавать?

А зачем вам регионы в данном случае? У вас же нет УВ фазы с другими свойствами. Закачка газа должна пойти с имеющейся PVTO, если эта таблица посчитана для используемого газа закачки.

Foxbat 47 10
Июн 13 #13

Свойства нефти будут другими возле газонагнетательных скважин. Тут правильный ответ может дать только композиционка, но насколько я понял, у вас нет композиционного состава флюида. А так, думаю не стоит в блекойле с регионами заморачиваться, всеравно неправильно будет.

Eugene 545 16
Июн 13 #14

Foxbat пишет:
Свойства нефти будут другими возле газонагнетательных скважин. Тут правильный ответ может дать только композиционка, но насколько я понял, у вас нет композиционного состава флюида. А так, думаю не стоит в блекойле с регионами заморачиваться, всеравно неправильно будет.

Вы не совсем правы.
Следуя вашей логике все модели должны быть только композиционными. Газ выделился. Свойства оставшейся нефти тоже будут другими.
Если ваша PVTO таблица для давлений выше давления посчитана для закачиваемого газа, то black oil можно использовать для оценочных рассчетов. Если состав закачиваемого газа изменится, то имеющаяся PVTO уже не будет верна. В случае смешивающейся закачки газа black oil не подходит.

DmitryI 29 14
Июн 13 #15

Eugene пишет:
DmitryI пишет:

Спасибо за замечания. У нас кстати как раз появилось два отчета по Solubility Swealing Study и Slim tube & Equiphase studies. 

DRSDT задает максимальную скорость растворения газа.  Maximum rate of increase of solution GOR. 
UNITS: sm3/sm3/day (METRIC), Mscf/stb/day (FIELD), scm3/scm3/hr (LAB).
Ставить нуль будет неверно (нефизично), ничего неставить будет по умолчанию бесконечность, что тоже не верно)

Насчет PVDO сразу вознук такой вопрос. На месторождении идет законтурное закачивание воды и внутри контурное закачивание газа. В этом случае вводить два PVT regions? Eсли да то по какому правилу выбирать границы?

Вот что-то я неуверен в том, правильно ли вы слово DRSDT используете. А какое значение в слове стоит по умолчанию?
По идее прирост газосодержания с давлением должен быть посчитан в таблице black oil с каким-либо газом закачки. А на что влияет DRSDT, я не очень понимаю.
И еще по закачке газа. Можно ли для нагнетательных скважин свои PVT таблицы задавать?

А зачем вам регионы в данном случае? У вас же нет УВ фазы с другими свойствами. Закачка газа должна пойти с имеющейся PVTO, если эта таблица посчитана для используемого газа закачки.

Вообще у нас есть заданный параметр для DRSDT. У нас также есть замеры по скважинам которые показывают прорывы газа. По модели газ не доходит. Начали разбираться оказалось он попросту расворяется, включили трейсеры они показали идеально согласование прорывов газа. Стали искать причину. Одна из них потенциально DRSDT. Также я не совсем пока понимаю как задаются параметры закачиваемого газа в модели (Объемный коэффициент, вязкость, протность). Как одно только PVDO может включить их все?

Foxbat 47 10
Июн 13 #16

Насчет композиционки, как раз таки имелось в виду смешивающаяся закачка, что моделировать ее блекойлом - это шаманство.
Так конечно, все композиционные изменения вшиты в таблицы и хорошо моделируются блекойлом. В данном случе, если все-таки закачиваемый попутный газ смешивается с пластовым флюдом, то взятые таблицы для этого не подойдут. Так как тут будет извлечение средних и тяжелых компонентов из нефти, а таблицы, взятые из тестов (диф. разгазирование и сепаратор тест) моделируют извлечение лекгих и средних компонентов.
Соответственно свойства нефти будут другие, чем показывают стандартные тесты.

Что там по слим тьюбу кстати, смешивается нет?
Если нет, то насколько я догадываюсь, идет закачка метана и этана, состав наверное известен же. Закидываете в какой - нибудь PVT пак, делайте флеш и вытаскивайте оттуда все нужные параметры.

Гоша 1195 17
Июн 13 #17

ProMan пишет:
В любом случае использование ключевого слова DRSDT не является правильным ...

А неиспользование этого слова означает, что скорость растворения бесконечна - выбирай :-)

Go to top