More6.4_rus_UG(руководство)

UROC - Коэффициенты удельной теплоемкости породы.

UROC Ar Br Rhor PoroRef

Удельная теплоёмкость воды рассчитывается как: Cr=Ar+Br.T, T в oF или oC. Rhor - это опорная плотность породы. Это мнимая плотность для значения пористости

PoroRef.

PoroRef - это пористость породы, при которой была замерена ее плотность.

Пример:

UROC 0.22 0.004 120 0.2

Массовая плотность породы и пористость, при которой она была определена, по умолчанию равны:

THCO, THCG , THCW, THCR - Коэффициенты теплопроводности

Расположение: секция GRID

THCO - Коэффициенты теплопроводности нефти.

THCO Ao Bo

Коэффициенты теплопроводности нефти рассчитываются как

Ho=Ao+Bo.T+Co.(P-Pref), T в °F или °C.

Pref – это приведенное давление, определяемое ключевым словом REFE в секции GRID (по умолчанию оно равно 1 атм)

По умолчанию: Значения рассчитываются из значений плотности нефти, γo.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-22

THCG - Коэффициенты теплопроводности газа.

THCG Ag Bg

Коэффициенты теплопроводности газа рассчитываются как

Hg=Ag+Bg.T+Cg.(P-Pref), T в °F или °C.

По умолчанию: Ag=0, Bg=0, Cg=0.

THCW - Коэффициенты теплопроводности воды.

THCW Aw Bw Cw

Коэффициенты теплопроводности воды рассчитываются как

Hw=Aw+Bw.T+Cg.(P-Pref) , T в °F или °C.

По умолчанию:

THCR - Коэффициенты теплопроводности породы.

THCR Ar Br

Коэффициенты теплопроводности породы рассчитываются как

Hr=Ar+Br.T+Cr.(P-Pref) , T в oF или °C.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-23

По умолчанию:

THXO, THXW, THXR - Коэффициенты температурного расширения

Расположение: секция GRID

THXO - Коэффициенты температурного расширения нефти

THXO Exo1 Exo2

Объёмный коэффициент нефти зависит от температуры как:

Bo(P,T)=Bo(P,Tbase).(1 + Exo1.(T-Tbase) + Exo2.(T-Tbase)2), Tbase= 60 °F или 15 °C.

По умолчанию: Exo1=0.0, Exo2=0.0

THXW - Коэффициенты температурного расширения воды

THXW Exw1 Exw2

Объёмный коэффициент воды зависит от температуры как: Bw(P,T)=Bw(P,Tbase).(1 + Exw1.(T-Tbase) + Exw2.(T-Tbase)2),Tbase= 60 °F или 15 °C.

По умолчанию: Exw1=0.0, Exw2=0.0

THXR - Коэффициенты температурного расширения породы

THXR Exr1 Exr2

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-24

Объёмный коэффициент породы зависит от температуры как:

Vp(P,T)=Vp(P,Tbase).(1 - Exr1.(T-Tbase) - Exr2.(T-Tbase)2), Tbase= 60 °F или 15 °C.

По умолчанию: Exr1=1.0, Exr2=0.0

Замечание:

При увеличении температуры, объём скелета породы увеличивается и из-за этого уменьшается поровый объём.

STEA - Запрос на моделирование пара

Расположение: Секция FLUID

Использование ключа STEAM позволяет включить опцию пара. Оно имеет в точности такой же эффект, как использование компоненты STEAM в ключевом слове COMPS.

UPSI - Подвижность закачиваемого пара

UPSI [ON|OFF|YES|NO]

Включает опцию подвижности закачиваемого пара.

По умолчанию опция подвижности закачиваемого пара отключена.

Замечание:

Когда организована закачка, подвижность закачки такая же, как и в ячейке куда закачивают. Для пара, это может создать проблемы, тяжелая нефть в закачиваемой ячейке может иметь очень высокую вязкость, и закачка никогда не начнется. UPSI ON будет использовать подвижность пара в стволе скважины, как подвижность закачки.

Пример:

Доля подвижности также может быть задана вручную. Для задания 90% нормальной подвижности ячейки под нагнетанием и 10% подвижности выше по потоку используем:

UPSI ON 0.1

Это неплохой компромисс - повреждения вокруг скважины означают, что существует возмощность проникновения пара в структуру, даже в случае вязкого флюида. Всё же, управление только с помощью подвижности пара может привести к завышению приемистости скважин.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-25

KVSP - Множители зависимости проницаемости и порового объёма от давления

Расположение: Секция FLUId

Синтаксис:

KVSP [IRRV] P1 KM1 PVM1 / P2 KM2 PVM2 /

.

.

Pn KMn PVMn /

/

Определения:

P Давление

KM Множители проницаемости, зависящие от давления

PVM Множители порового объёма, зависящие от давления

IRRV Делает изменения проницаемости необратимыми. IRRE аналог.

Примечания:

Опция может быть запущена даже с одной таблицей KVSP, в этом случае таблица будет применена ко всем ячейкам в пласте.

Если введено несколько таблиц KVSP, их можно связать с ячейками сетки с помощью ключевого слова KPTA секции GRID. KPTA – обычный сеточный массив, который автоматически создаётся, если в модели имеется ключевое слово KVSP. Если KPTA не задано, все ячейки будут использовать 1 таблицу KVSP.

Опция моделирования зависимости проницаемости от давления.

При использовании опции зависимости проницаемости от давления, межблоковые сообщаемости, сообщаемости несоседних соединений (NNC) и сообщаемости скважина–пласт изменяются в зависимости от давления согласно соответствующей таблице KVSP.

Так, сообщаемость между ячейками i и j, используемая в расчёте TP, будет:

TPij(P)=KM(P).Tij

KM(P)=(KMi(Pi)+KMj(Pj))/2

Где KMi(Pi) и KMj(Pj) – коэффициенты изменения проницаемости для ячеек i и j.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-26

Если множители проницаемости не заданы, или заданы равными 1, то опция будет отключена.

Опция использования множителей порового объёма.

Если используются множители порового объёма, то поровый объём при давлении P будет Vp(ref).PVM(P), где Vp(ref) - это поровый объём при давлении приведения.

Если множители порового объёма не заданы, то опция будет отключена.

Опция необратимости

В любую таблицу KVSP может быть добавлен спецификатор IRRV – это делает изменения проницаемости необратимыми. Когда давление падает, а затем увеличивается, то множитель проницаемости получают как min(P, Pmin), где Pmin

– минимальное давление в ячейке с начала расчёта.

Если используются множители порового объёма и задана опция irreversible, то при P>Pmin будет использоваться линейная модель сжимаемости относительно порового объема при минимальном давлении, когда-либо ранее достигнутом в этой ячейке. То есть:

При использовании опции необратимости поровый объём следует значениям, заданным в таблице при истощении, но при восстановлении давления – определяется сжимаемостью:

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-27

CBM - Включение модели добычи метана из угольных пластов

Расположение: секция FLUId

CBM [PM]

Ключевое слово CBM включает опцию моделирования метана в угольном пласте. Опциональный аргумент PM включает опцию Пальмера-Мансури, которая моделирует эффект сжатия угля.

Опция метана в угольном пласте детально описана в главе 13 "Модель метана в угольном пласте" в Tехническом руководстве пользователя.

PMEX – Экспонента изменения проницаемости в модели Palmer-Mansoori

Изменение проницаемости и пористости в модели Palmer-Mansoori (смотри MORE Технический Справочник, глава 13.2) по умолчанию кубическое. Ключевое слово PMEX позволяет изменить экспоненту Palmer-Mansoori.

Расположение: секция FLUId PMEX экспонента По умолчанию3.0

Пример:

PMEX 2.3

CCOAL - компоненты адсорбируемые углем в композиционном СВМ моделировании

Расположение: Секция FLUId Синтаксис:

CCOA С1 С2…Cn

Если опция СВМ используется при композиционном моделировании, то ключевое слово CCOAL определяет какие углеводороды адсорбирует уголь. Здесь задаются индексы адсорбируемых компонент для компонент констант Langmuir’а, таких как

TLN1, TLN2 и т.д.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-28

Пример:

CCOA C1 CO2

Уголь может адсорбировать метан и двуокись углерода. Константы Langmuir’а для метана будут CLN1, PLN1 и TLN1; для СО2 - будут CLN2, PLN2 и TLN2.

CDEN - Объёмная плотность угля

Так как значение Ленгмюра задается в условиях массы, нам необходимо знать плотность угля. Она задается с помощью ключевого слова CDEN.

Расположение: секция FLUId CDEN ρCoal

POFU: тонн/акр-фт Метрическая: кг/м3

Пример:

/ Плотность угля 1742 тонн/акр-фт

CDEN 1742

Примечания:

Плотность угля по умолчанию получают из удельной массы угля, равной 1.3

1 ton/acre-ft - это 0.0459136 lbs/cu ft.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-29

LANG – Глобальные значения параметров модели

CBM

Расположение: Секция FLUId

Ключевое слово LANG устанавливает глобальные значения Langmuir констант. Значения, которые изменяются в пространстве, задаются через массивы CLANG, PLANG и TLANG секции GRID. Для компазиционной модели метана в угольнома пласте ключевые слова как CLN1, CLN2 и тд. используются вместо CLAN; PLN1, PLN2 и тд. используются вместо PLAN; и TLN1, TLN2 и тд. используются вместо

TLAN.

Постоянная Langmuir'а CL задает объем угольного газа на массу породы.

Постоянная Langmuir'а PL определяет количество адсорбированного угольного газа как функцию от десобционного давления.

Время по Langmuir'у устанавливает константу для десорбции или адсорбции угольного газа.

Опция метана в угольном пласте Опция моделирования добычи метана из угольных пластов описана в Разделе 13 Технического Справочника.

Пример:

/Langmuir volume of 720 SCF/TON

/Langmuir pressure of 571 psi

/Langmuir time of 10 days

LANG 720 571.0 10.0

Замечание:

Единицы, используемые при моделировании, CBM отличаются от стандартных единиц MORE. Например, CL задаётся в scf/ton, а не в Mscf, в системе field и в sm3/tonne, вместо ksm3 в метрической системе.

Метрическая тонна - 1000 Kgs. Тонна в системе field это малая (USA) тонна, равная

2000 lbs.

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-30

EQUA - Определение используемого уравнения состояния

Синтаксис: Секция FLUId, перед ключевым словом ТЕМP

EQUA {RK SRK PR PR79}

Определение:

RK Уравнение Ридли-Квонга (Redlich-Kwong) EOS

SRK Уравнение Соав-Ридли-Квонга (Soave-Redlich-Kwong) EOS PR Уравнение Пенга-Робинсона (Peng-Robinson) EOS

Модифицированное уравнение Пенга-Робинсона (Peng-Robinson) EOS PR79 версия 1979

Эта версия применима для более тяжелых компонентов, чем оригинальное уравнение PR.

Примеры:

EQUA PR79

Будет использоваться версия модифицированного уравнения Peng-Robinson 1979

EQUA SRK

Будет использоваться уравнение Soave-Redlich-Kwong

MORE 6.4 Руководство Пользователя – Секция Fluid

5-31