Vfp таблицы что это

VFP table

Смотреть что такое «VFP table» в других словарях:

Visual FoxPro — VFP redirects here. For the floating point extension of ARM processors, see ARM architecture#VFP. Typical VFP9 editing session Original author(s) Microsoft Corporation Stable release … Wikipedia

Vought F-8 Crusader — F 8 redirects here. For other uses, see F8 (disambiguation). F 8 (F8U) Crusader An F 8E from VMF(AW) 212 in … Wikipedia

ARM architecture — This article is about a computer processor architecture. For other uses, see ARM (disambiguation). Logo ARM Designer ARM Holdings Bits … Wikipedia

Microsoft Data Access Components — MDAC redirects here. For other uses, see MDAC (disambiguation). MDAC (Microsoft Data Access Components) Microsoft Corporation s MDAC provides a uniform framework for accessing a variety of data sources on their Windows platform. Developer(s)… … Wikipedia

DTEV — Der Deutsche Tischeishockey Verband (DTEV) ist der offizielle Dachverband für Tischeishockey in Deutschland und Gründungsmitglied der International Table Hockey Federation. Er wurde 1995 als Interessengemeinschaft deutscher Tischeishockey Vereine … Deutsch Wikipedia

Deutscher Tischeishockey-Verband — Der Deutsche Tischeishockey Verband (DTEV) ist der offizielle Dachverband für Tischeishockey in Deutschland und Gründungsmitglied der International Table Hockey Federation. Er wurde 1995 als Interessengemeinschaft deutscher Tischeishockey Vereine … Deutsch Wikipedia

Comparison of CPU architectures — Contents 1 Factors 1.1 Bits 1.2 Operands 1.3 Endianess 2 Architectures … Wikipedia

Источник

Оптимизация расчетов интегрированных моделей

И.С. Сенькин, Л.И. Акмадиева, Е.В. Белоногов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: интегрированное моделирование, интегрированная модель, гидродинамическая модель, модель скважины, модель сети сбора, геолого-техническое мероприятие, реинжиниринг, оптимизация добычи

В статье рассматривается новая методика по оптимизации расчетов интегрированной модели, разобраны все этапы расчетов. Проведен анализ необходимых входных данных для интегрированной модели и дано определение результатов расчетов по полученной методике. Получено сравнение расчетов по разработанной методике и при применении коммерческого пакета. Предложены возможности применения полученного решения.

OPTIMIZATION OF INTEGRATED PRODUCTION MODEL CALCULATIONS

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 2 (16), pp. 67-72

I.S. Senkin, L.I. Akmadieva, E.V. Belonogov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: integrated modeling, integrated oilfield model, hydrodynamic model, well model, collection network model, geological and technical measure, reengineering, production optimization

The article discusses a new technique for optimizing the calculations of the integrated model, all stages of the calculations are analyzed. The analysis of the necessary input data for the integrated model is carried out and the definition of the calculation results according to the obtained method is given. Comparison of calculations using the developed method and a commercial package is obtained. Opportunities for applying the obtained solution are proposed

Цель работы и ее актуальность

Внастоящее время применение интегрированных моделей уже доказало свою эффективность и становится стандартом в нефтегазовой отрасли. На рынке существуют коммерческие продукты для интегрированного моделирования, и, наверное, наиболее распространенным решением является продукт компании Petroleum Experts. Процесс построения и расчета модели достаточно трудоемок, с потребностью больших вычислительных мощностей и временными затратами. Оптимизация решений заключается только в том, чтобы найти равновесное решение с учетом ограничения каждой модели. Поэтому актуальной является задача оптимизации и ускорения расчета интегрированных моделей. Разработанный авторами подход позволит существенно ускорить расчеты, снизить трудоемкость создания интегрированной модели, оптимизировать мероприятия, проводимые на месторождении с целью повышения экономической эффективности разработки.

Описание методики

НОВАЯ МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ ИНТЕГРИРОВАННЫХ МОДЕЛЕЙ ДАЕТ ВОЗМОЖНОСТЬ УСКОРИТЬ РАСЧЕТЫ И ОПТИМИЗИРОВАТЬ МЕРОПРИЯТИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Одновременно на этом же шаге Q из модели пласта и свойства флюида отправляются вмодель инфраструктуры, чтобы определить зависимость потери давления на участках трубопроводов от расходов, т.е. определить зависимости потерь давления на всех участках сети от дебита dP=f(Q), с учетом давлений, газового фактора и обводненности. Третий шаг заключается в максимальном упрощении сети сбора до одного узла при помощи поочередного определения зависимости давления от расхода на

всех узлах сети Pnode-n = f( Q). На четвертом шаге при помощи узлового анализа [1] в последнем узле находятся пары значений давления в сети и расхода Pnode– Q, соответствующих состоянию равновесия системы пласт–скважина–инфраструктура. На последнем шаге по ранее определенным зависимостям величин на узлах нетрудно определить пары устьевое Pуст– Q, Pзаб– Q для каждой скважины.

1. Общее описание алгоритма

Второй шаг: расчет характеристик притока к устью скважины с учетом рассчитанных газового фактора и обводненности после первого шага. Входными параметрами для модели скважины являются связанные значения дебита жидкости, забойного давления, обводненности и ГФ. На их основе можно рассчитать соответствующее устьевое давление ( Руст.). В итоге получена характеристика: Руст.(Q ж).

Третий шаг: расчет характеристик потерь давления в зависимости от расхода на каждом участке сети сбора.

В модель сети сбора, полученную на основе заранее проведенных гидравлических расчетов, необходимо внести данные о дебите жидкости каждого источника-скважины, полученные из первого шага, с соответствующими значениями обводненности иГФ. Также необходимо задать давление на стоке (например, центральном пункте сбора (ЦПС) или сепараторе). После проведения расчетов сети сбора получаем зависимости потерь давления от расхода жидкости на каждом участке сети сбора с учетом входных давлений в участки, газового фактора и обводненности:

Четвертый шаг: на основе данных из второго и третьего шага проводится свертывание любой сложной сети до простейшей (рис. 3). Используя характеристику устьевого давления от расхода (шаг 2) и характеристику потерь давления от расхода (шаг 3), получаем при помощи интерполяции по дебиту характеристику давления от расхода в следующем узле со стороны одного из источников (на примере из рис. 3):

По полученным характеристикам притока в узел со стороны источников при помощи интерполяции получим зависимость общего дебита жидкости в узле от давлений:

Очевидна схожесть полученной характеристики притока для узла с характеристикой притока к скважине. Следовательно, «сворачивая» сеть аналогичным образом, можно прийти к структуре с одним узлом (рис. 3).

Пятый шаг: решение узлового анализа в последнем узле для определения давления и расхода, соответствующих состоянию баланса системы. На полученной упрощенной схеме системы сбора с одним узлом необходимо найти решение

уравнения узлового анализа, т.е. пересечь характеристику притока в последний узел с характеристикой оттока из этого узла. Для этого на основе данных из шага 3 необходимо найти характеристику оттока по формуле: P(узл)(ЦПС) (Qж)= P(ЦПС) + dP(ЦПС) ( Qж). (4) Аналитически определяется точка пересечения как корень уравнения (рис. 4): Qж (ЦПС) P(узл) – Qж (узл 1 + узл 3) P(узл) =0. (5)

Шестой шаг: нахождение согласованных технологических параметров скважин. По ранее полученным характеристикам узлов и характеристикам притока к узлам, интерполяцией, начиная с рассмотренного в пятом шаге узла, «разворачиваем» сеть сбора до уровня скважин. В итоге для каждой скважины имеем пары значений устьевое давление – дебит, которые соответствуют максимальным равновесным режимам работы скважин, когда их взаимовлияние в сети сбора учтено. В таблице ниже представлен пример результатов вычислений по методике.

Основная идея – универсальность, поэтому алгоритм работает со стандартными моделями, используемыми в отрасли, образуя при этом одну интегрированную модель. Пласт: полноценная гидродинамическая модель (tNavigator, Eclipse, Tempest ит.д.), упрощенные модели (матбаланс, Excel-файлы, метамодели). Скважины: PetEx Prosper, SLB PIPESIM, Unifloc, упрощенные модели, VFP-таблицы. Инфраструктура: PetEx GAP, SLB PIPESIM, упрощенные модели. Основное требование к моделям – уметь принимать на вход и рассчитывать стандартные для данных моделей физические параметры. Кроме наличия моделей, для построения интегрированной модели, никакой дополнительной подготовки проводить не нужно.

3. Выходной результат

Результатом является определение максимальной производительности месторождения, его максимальной добычи, с учетом взаимовлияния каждого элемента системы. Решение находится за одну итерацию, что позволяет быстро определять сбалансированные параметры всех скважин месторождения. Получаемый результат можно использовать для экономических расчетов проекта и, следовательно, проводить оптимизацию различных решений, рассматривая каждый элемент как бизнес-единицу

1. Ускорение построения прогнозов Используя рассмотренный подход, можно ускорить полноценный прогнозный расчет, учитывающий изменение обводненности продукции, газового фактора и пластового давления без потери качества получаемых решений. При этом возможен учет в прогнозах мероприятий по реинжинирингу сети сбора, смены внутрискважинного оборудования, изменения режимов работы скважин, перевода скважин в нагнетание, вывода в бездействие и вывода из него, проведения геолого-технических мероприятий, ввода новых скважин и любых других мероприятий, которые могут быть описаны в моделях.
2. Оптимизация мероприятий Поскольку данная методика позволяет учитывать вышеупомянутые мероприятия, следовательно, используя оптимизационные алгоритмы (к примеру, корпоративное решение – ЭРА: ОптимА), возможно находить максимально эффективный набор мероприятий для месторождения с учетом даты и периодичности их проведения.

Результаты работы методики

Методика была опробована на данных синтетического кейса. В качестве модели пласта использовалась гидродинамическая модель, сделанная в ПО tNavigator, содержащая в себе данные о скважинах, модели скважин собраны в ПО Prosper и модель сети нефтесбора – в ПО Gap. На основе расчетов согласно описанной в статье методике был получен прогноз для максимальной производительности всей системы пласт–скважина–инфраструктура, а также определены режимы работы скважин, соответствующие заданной производительности системы. При этом со стороны пользователя не подавались никакие данные о предположительных режимах работы, методика находит решение самостоятельно. Данные в моделях согласованы с погрешностью менее 1%.

Сравнение с коммерческим решением Для сравнения эффективности предлагаемой методики был выбран продукт Resolve компании Petroleum Experts как наиболее широко применяемый на практике. В рамках сравнения был получен прогноз добычи на одной и той же интегрированной модели синтетического месторождения. Расчеты проведены в первом случае при помощи коммерческого пакета, а во втором – при помощи предлагаемого в статье подхода. Для создания интегрированной модели были использованы: ГДМ пласта с 4 добывающими скважинами, модели скважин в формате VFP-таблиц и модель сети сбора GAP (скважины представлены в модели сети сбора в качестве простых источников). После расчета прогнозных уровней добычи получили различия в среднем на 2,9%, но не более 4% (рис. 5).

Скорость расчетов в пакете Resolve с применением tNavigator оказалась выше благодаря использованию API от RFD tNavigator. На перезагрузку ГДМ в память ЭВМ в рамках расчета по предлагаемой методике пришлось около 90% всего использованного времени. По этой причине проведено сравнение скорости непосредственно самих решателей интегрированных моделей (вResolve за нахождение решения на ИМ отвечает GAP), скорость решателя, работающего в рассмотренном в статье подходе, оказалась в 70 раз выше (0,003 с против 0,21 с). Из этого следует, что при равных технических решениях по работе с ГДМ программа-интегратор, работающая по описанной методике, будет рассчитывать прогнозы за гораздо более короткое время, чем используемые коммерческие решения.

Выводы

Авторами получена и апробирована на синтетическом кейсе методика для интегрированного расчета моделей, позволяющая получить из общепринятых моделей пласта, скважин и инфраструктуры полноценную интегрированную модель. Данный подход позволяет проводить расчеты многократно быстрее, поскольку не предполагает итеративности вычислений. Это дает возможность проводить оптимизацию управления геолого-техническими мероприятиями, что в итоге приводит к повышению экономической эффективности разработки всего месторождения.

Список литературы

1. Lake L.W. Petroleum engineering handbook: Production operations engineering. – Society of Petroleum Engineers, 2007.
2. Beggs H.D., Brill J.P. Two-phase flow in pipes. – University of Tulsa, Oklahoma, 1978.
3. Beggs H.D. Production optimization using nodal analysis. – 1991.
4. Яубатыров Р.Р. и др. Технология оптимизации фонда скважин системы поддержания пластового давления на основе гибридного моделирования // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019. – № 2. – С. 30–36.
5. Чамеев И.Л., Апасов Р.Т., Варавва А.И. и др. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений при разработке нефтяных оторочек многопластовых НГКМ // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 46–49.

И.С. Сенькин, Л.И. Акмадиева, Е.В. Белоногов

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Расчет VFP-таблиц для фонтанных нефтяных скважин

Возникла задача рассчитать прогноз по нефтяному месторождению, на котором около половины фонда работает фонтаном. Месторождение с газовой шапкой и подстилающей водой, т.е. обводненность и газовый фактор будут меняться довольно динамично.

Может быть, следует учесть какие-нибудь дополнительные факторы?

Контекст

Посмотрел дополнительно корреляции в Prosper. Получается, что из-за перераспределения потерь давления между гравитационными и потерями на трение до определенного значения GOR суммарные потери падают, а потом начинают расти за счет преобладания трения. Но в разных корреляциях точка перегиба по GOR разная, поэтому вопрос с выбором корреляции остается открытым.

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified.

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо «попадает» для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям.

Контроль за температурой и U-value будет тебе в помощь.

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified.

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо «попадает» для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям.

Контроль за температурой и U-value будет тебе в помощь.

Спасибо! Работаю, в основном, в Pipesim, а в Prosper решил посмотреть как petexовские корреляции себя ведут. В принципе, все они +/- дают похожие результаты. За личный опыт по корреляциям отдельное спасибо:)

Думаю, пока можно оставить и Beggs Brill, а потом уже пересматривать при необходимости когда будет больше данных..

Если работаешь в Prosper, то почему выбираешь для расчета Begs&Brill revised (это же не PipeSim ;0).

PE2 идет по умолчанию для всех скважин. Далее, могут быть вариации: PE5, PE3, Duns & Ros Modified.

По своему опыту: PE5 в горизонтальных скважинах, PE3 хорошо «попадает» для скважин на довыводе или после бурения, DRM хорошо применим к скважинам с большим ГФ (но применять надо осторожно). Почитай help, там хорошо все расписано.

Если проводили ГДИ, то вопросов по корреляции не должно быть совсем. Настраивай модель скважины по проведенным исследованиям.

Контроль за температурой и U-value будет тебе в помощь.

Спасибо! Работаю, в основном, в Pipesim, а в Prosper решил посмотреть как petexовские корреляции себя ведут. В принципе, все они +/- дают похожие результаты. За личный опыт по корреляциям отдельное спасибо:)

Думаю, пока можно оставить и Beggs Brill, а потом уже пересматривать при необходимости когда будет больше данных..

Поэтому негласно, если не на что мачить, для нефтяных вертикальных скважин берут PE2 в Проспере, Hagedorn & Brown в остальных пакетах.

С каких это пор НВ (да хоть НВДР) для смеси газ-нефть-вода стал априори верным? Это все от неимения лучшего, и только.

Давайте я добавлю «отче наш» для VLP корреляций. По поводу Begs&Brill тут все сказано.

Fancher Brown

The Fancher Brown correlation is a no-slip hold-up correlation that is provided for use as a quality control. It gives the lowest possible value of VLP since it neglects gas/liquid slip it should always predict a pressure which is less than than the measured value. Even if it gives a good match to measured downhole pressures, Fancher Brown should not be used for quantitative work. Measured data falling to the left of Fancher Brown on the correlation comparison plot indicates a problem with fluid density (i.e PVT) or field pressure data. Please see the VLP Quality Check Section for mode information.

Hagedorn Brown

The Hagedorn Brown correlation performs well in oil wells for slug flow at moderate to high production rates (well loading is poorly predicted). Hagedorn Brown should not be used for condensates and whenever mist flow is the main flow regime. It under predicts VLP at low rates and should not be used for predicting minimum stable rates.

Duns and Ros Modified

The Duns and Ros Modified correlation is derived from the Duns and Ros Original correlation. The original correlation was modified by Petroleum Experts to overestimate the pressure drop in oil wells for the slug flow regime. This correlation should only be used for quality checking of the input well test data and should never be used for calculating the pressure drop in the wellbore or pipelines and hence should not be used for lift curve generation either.

Duns and Ros Original

The Duns and Ros Original Correlation is derived from the original published method. In PROSPER the original Duns and Ros correlation has been enhanced and optimised for use with condensates. This correlation performs well in mist flow cases and may be used in high GOR oil wells and condensate wells.

Petroleum Experts

The Petroleum Experts correlation combines the best features of existing correlations. Petroleum Experts correlation uses the Gould et al Flow Map and for the various flow regimes we use the following:

Bubble flow: Wallis and Griffith

Slug flow: Hagedorn and Brown

Transition: Duns and Ros

Annular Mist flow: Duns and Ros

Petroleum Experts 2

The Petroleum Experts 2 correlation includes the features of the PE correlation plus original work on predicting low-rate VLPs and well stability.

The PE2 correlation has been tested for numerous high flow rate cases and found to provide a good estimate of the pressure drops. Examples include oil wells exceeding 40000STB/d and gas wells with 7in casing capable of producing up to 1Bscf/day.

PE2 has also been externally tested as the most reliable well flow correlation irrespective of fluid type, flow regime or pipe specification.

J.E. Norman Liley; Stuart Oakley; «Downhole Pressure Boosting in Natural Gas Wells: Well Candidate Selection and Project Progress» SPE 96037-PA

Shah Kabir et al, SPE109868

Petroleum Experts 3

The Petroleum Experts 3 correlation includes the features of the PE2 correlation plus original work for viscous and foamy oils. This attempts to model the impact that shear dependent properties have on the flowing conditions.

Petroleum Experts 4

The Petroleum Experts 4 model is an advanced mechanistic model which was derived to be suitable for any angled wells (including downhill flow) suitable for any fluid (including Retrograde Condensate). Due to the advancements made in the Petroleum Experts 5 it is recommended that this correlation is not used within integrated production models and instead Petroleum Experts 5 can be used.

Petroleum Experts 5

The PE5 mechanistic model is an advancement on the PE4 mechanistic model. PE4 showed some instabilities (just like other mechanistic models) that limited its use across the board. PE5 reduces the instabilities through a calculation that does not use flow regime maps as a starting point.

PE5 is capable of modelling any fluid type over any well or pipe trajectory. This correlation accounts for fluid density changes for incline and decline trajectories.

The stability of the well can also be verified with the use of PE5 when calculating the gradient traverse, allowing for liquid loading, slug frequency, etc. to be modelled.

Orkiszewski

The Orkiszewski correlation often gives a good match to measured data. However, its formulation includes a discontinuity at velocity = 10 ft/s in its calculation method. The discontinuity can cause instability during the pressure matching process and VLP generation and therefore its use is not recommended.

Beggs and Brill

The Beggs and Brill correlation is primarily a pipeline correlation. It generally over-predicts pressure drops in vertical and deviated wells.

Gray

The Gray correlation gives good results in gas wells for condensate ratios up to around 50 bbl/MMscf and high produced water ratios. Gray contains its own internal PVT model which over-rides PROSPER’s normal PVT calculations.

For very high liquid dropout wells, use a Retrograde Condensate PVT and the Duns and Ros Original correlation.

Petroleum Experts 6

The Petroleum Experts 6 correlation is an alteration of the Petroleum Experts 3 correlation which accounts of the effect that changing water cuts have on the possible shear effects experienced by the fluid.

Источник