«Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса»

Алгоритмизация расчета движения многофазного потока в сети сбора для задач интегрированного моделирования

УДК: 622.276
DOI: 10.33285/1999-6934-2023-6(138)-59-64

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
² ЛУКОЙЛ-Инжиниринг, Москва, Россия

Ключевые слова: многофазный поток, система сбора, поверхностная сеть, интегрированное моделирование, узловой анализ, программный алгоритм, итерационный расчет, VLP, IPR

Аннотация:

Расчет поверхностной сети сбора является нетривиальной задачей в интегрированном моделировании месторождений нефти и газа. Сложность вычислений обусловлена изменчивостью физико-химических свойств флюида в процессе транспортировки от забоя скважин к сепаратору. Это обусловлено изменением давления и температуры. В настоящей статье представлен алгоритм, демонстрирующий взаимосвязь математического аппарата описания процессов движения многофазного потока в системе сбора. Алгоритм позволяет произвести итерационный расчет по методу Ньютона при варьировании дебитов скважин с применением матрицы Якоби для линеаризации расчета. Решение системы нелинейных уравнений сводится к вычислению потерь давлений по корреляциям многофазного потока с учетом теплообмена, а также узловому анализу при построении кривой притока. В статье подробно рассмотрено моделирование кривой оттока (VLP) по корреляции Beggs & Brill с использованием упрощенной температурной модели, основанной на нахождении общего коэффициента теплопередачи. Расчет коэффициента трения представлен эмпирическим уравнением Colebrook – White. Кривая притока, характеризующая зависимость забойного давления от дебита скважины, строится по уравненю Вогеля с поправкой на обводненность. Физико-химические свойства флюида описываются Black Oil моделью с использованием корреляционных зависимостей. Для расчета давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти используется корреляция Standing. Корректность разработанного алгоритма оценена посредством тестирования двух моделей сбора по 11 расчетным кейсам: древовидной системы сбора и замкнутой. Приведено сравнение расчетных показателей с результатами, полученными в коммерческих симуляторах. Дана оценка причинам возможных расхождений.

Список литературы:

1. Моделирование работы залежи при водонапорном режиме законтурных вод с учетом изменения PVT-свойств флюида / Е.А. Стрижаков, С.Р. Тарариев, Ф.С. Хисматуллина, Д.В. Поляков // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 4(652). – С. 56–60. – DOI: 10.33285/0207-2351-2023-4(652)-56-60
2. Brill J.P., Mukherjee H.K. Multiphase Flow in Wells. – Society of Petroleum Engineers Inc, 1999. – 156 p.
3. Beggs D.H., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes // J. of Petroleum Technology. – 1973. – Vol. 25, Issue 5. – P. 607–617. – DOI: 10.2118/4007-PA
4. Colebrook C.F. Turbulent Flow in Pipes, with Particular Reference to the Transition Region Between the Smooth and Rough Pipe Laws // J. of the Institution of Civil Engineers. – 1939. – Vol. 11, Issue 4. – P. 133–156. – DOI: 10.1680/ijoti. 1939.13150
5. Hasan A.R., Kabir C.S. Aspects of Wellbore Heat Transfer During Two-Phase Flow // SPE Production & Facilities. – 1994. – Vol. 9, Issue 3. – P. 211–216. – DOI: 10.2118/22948-PA
6. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells // J. of Petroleum Technology. – 1968. – Vol. 20, Issue 01. – P. 83–92. – DOI: 10.2118/1476-PA
7. Standing M.B. A Pressure-Volume-Temperature Correlation for Mixtures of California Oils and Gases // Drilling and Production Practice. – API, 1947. – P. 275–287.
8. Dranchuk P.M., Abou-Kassem H. Calculation of Z Factors for Natural Gases Using Equations of State // J. of Canadian Petroleum Technology. – 1975. – Vol. 14, Issue 03. – P. 34–36. – DOI: 10.2118/75-03-03
9. Ford L.R., Fulkerson D.R. Flows in Networks. – Princetion, NJ: Princeton University Press, 1962. – 210 p.