Особенности расчета многофазного трения на основе моделей, реализованных в программном комплексе «d-Flow»

С целью обеспечения эффективной и безопасной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений необходим инструмент для проектирования добывающих скважин и наземной инфраструктуры. При этом важно учитывать возникающие при добыче физические процессы, а также свойства флюида и фазовые переходы. Программный продукт «dFlow» позволяет создать комплексную модель месторождения по геолого-промысловым данным для расчета гидравлических потерь трубопроводов, а также прогноза добычи углеводородного сырья. В основе моделирования течения флюида лежит расчет многофазного трения со стеной скважины или трубопровода.

В работе рассмотрены реализации четырех моделей трения: модель Беггза — Брилла, модель Грея и ее модификация, а также модель Мукерджи — Брилла. Цель работы — сравнение предсказаний моделей трения с результатами, полученными с помощью коммерческих реализаций этих же моделей. За эталон для сравнения с моделями «d-Flow» были взяты результаты расчетов гидравлического симулятора PIPESIM компании Schlumberger. Были проведены численные эксперименты в условиях различной геометрии скважин и режимов течения в двухфазном потоке в пределах области применимости каждой из моделей. Результаты сравнения показали, что средняя относительная ошибка предсказанного локального объемного содержания жидкости (holdup) составила порядка 0,06 %, а для некоторых моделей ошибка не превышала 0,02 %. Ошибка предсказанного кумулятивного падения давления в скважине не превышала 0,34 % для всех рассмотренных моделей. На основании результатов сравнения сформулирован вывод о пригодности программного комплекса «d-Flow» для расчетов падения давления в скважинах различной геометрии и наземных сетях.

1. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020662812 Российская Федерация. d-Flow : № 2020661891 : заявл. 12.10.2020 : опубл. 19.10.2020 / П. А. Лыхин, Э. В. Усов, Р. З. Курмангалиев [и др.] ; заявитель ООО «Смарт Дриллинг Текнолоджи». – Текст : непосредственный.

2. Моделирование движения газожидкостных потоков в наклонно направленной скважине / П. А. Лыхин, Э. В. Усов, В. И. Чухно [и др.]. – DOI 10.33285/0132-2222-2019-10(555)-22-27. – Текст : непосредственный // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 10 (555). – С. 22–27.

3. Моделирование многофазных течений углеводородов в газоконденсатных и нефтяных скважинах / Э. В. Усов, В. Н. Ульянов, А. А. Бутов [и др.]. – DOI 10.20948/mm-2020-04-10. – Текст : непосредственный // Математическое моделирование. – 2020. – Т. 32, № 4. – С. 131–144.

4. Использование цифрового двойника месторождения (в системе d-Flow) для прогнозирования и анализа осложнений с целью построения оптимального плана геолого-технических мероприятий / П. А. Лыхин, Е. Е. Хогоева, Н. К. Каюров [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 1 (254). – С. 56–59.

5. Оптимизация технологических режимов эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин / А. М. Крылов, А. Н. Черемисин, М. Я. Спивакова [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 9 (250). – С. 36–40.

6. Реализация методики расчета трехфазного равновесия углеводородов и водяной фазы / О. А. Аксенов, М. Г. Козлов, Э. В. Усов [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 12 (265). – С. 38–43.

7. Реализация методики расчета PVT-свойств многофазного многокомпонентного флюида / Д. В. Бадажков, Е. Д. Головин, М. Г. Козлов [и др.]. – DOI 10.33285/0132-2222-2021-2(571)-24-31. – Текст : непосредственный // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2021. – № 2 (571). – С. 24–31.

8. Beggs, D. H. A study of two-phase flow in inclined pipes / D. H. Beggs, J. P. Brill. – DOI 10.2118/4007-PA. – Direct text // Journal of Petroleum technology. – 1973. – Vol. 25, Issue 05. – P. 607–617.

9. Gray, H. E. Vertical Flow Correlation in Gas Wells / H. E. Gray. – Direct text // User manual for API 14B, Subsurface controlled safety valve sizing computer program, Appendix B. Washington, DC: API. – 1974.

10. Mukherjee, H. Liquid Holdup Correlations for Inclined Two-Phase Flow / H. Mukherjee, J. P. Brill. – DOI 10.2118/10923-PA. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1983. – Vol. 35, Issue 05. – P. 1003–1008.

11. Mukherjee, H. Empirical equations to predict flow patterns in two-phase inclined flow / H. Mukherjee, J. P. Brill. – DOI 10.1016/0301-9322(85)90060-6. – Direct text // International Journal of Multiphase Flow. – 1985. – Vol. 11, Issue 3. – P. 299–315.