На современном этапе нефтедобычи доля трудноизвлекаемых запасов нефти достигает 65 % общего объема доказанных запасов и продолжает неуклонно расти. Одним из наиболее эффективных способов разработки трудноизвлекаемых запасов являются горизонтальные скважины (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Эксплуатация таких скважин требует постоянного мониторинга, включающего контроль интенсивности притока из портов ГРП и определение фазового состава притекающего флюида. Среди наиболее распространенных методов мониторинга добычи нефти ГС с МГРП выделяются промысловые геофизические исследования (ПГИ). В настоящее время стоимость проведения ПГИ достаточно высока, а интерпретация результатов исследований не всегда однозначна. Для повышения эффективности исследований, снижения затрат на их проведение и интерпретацию актуальна разработка технологий в составе корпоративного программного обеспечения ПАО «НК «Роснефть».
В статье приведены результаты исследования течения многофазного потока в хвостовике ГС с МГРП, которое было направлено на решение задачи определения профиля притока и состава флюида. Разработаны оригинальные математические модели для описания стационарного и нестационарного течения смесей жидкость – газ, нефть – вода и вода – нефть – газ в горизонтальных и почти горизонтальных трубах, расширяющие существующие методы прогнозирования градиентов давления, температуры и фазовых концентраций. Сконструирован экспериментальный стенд, представляющий собой прозрачную трубу длиной 12 м и внутренним диаметром 94 мм, с возможностью регулирования угла наклона к горизонту отдельных секций и подвода жидкости и газа в двух различных точках. На экспериментальном стенде проведено сравнение измеренных и расчетных значений объемной концентрации жидкости в смеси вода – воздух и воды в смеси масло – вода при различных расходах компонентов смеси и углах наклона. Получено удовлетворительное согласование. Показано, что разработанные модели превосходят по точности известные методики, реализованные в коммерческом программном обеспечении. На базе моделей создан алгоритм определения профиля притока и состава флюида на основе замерных параметров многофазного потока в хвостовике ГС с МГРП. Реализован программный модуль для интерпретации результатов ПГИ.
Список литературы
1. Научно-методические подходы для повышения эффективности разработки низкопроницаемых нефтяных коллекторов с применением горизонтальных скважин с множественным ГРП на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А.В. Колонских, К.В. Торопов, А.В. Сергейчев [и др.] // SPE-196755-RU. – 2019.
2. Unified model for gas-liquid pipe flow via slug dynamics / H.-Q. Zhang, Q. Wang, C. Sarica, J. Brill // J.Energy Res.Techol. – 2003. – V. 125. – P. 266–283.
3. Zhang H.-Q., Sarica C. Unified modeling of gas/oil/water pipe flow – Basic approach and preliminary validation // SPE-95749. – 2005.
4. Issa R.I., Kempf M.H.W. Simulation of slug flow in horizontal and nearly horizontal pipes with the two-fluid model // Int. J. Multiphase Flow. – 2003. – V. 29. – P. 69–95.
5. Топольников А.С., Михайлов В.Г., Яруллин А.Р. Теоретическое и экспериментальное моделирование течения многофазного потока в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта // Тезисы докладов XII Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики. – Уфа, 2019. – С. 410–412.
6. Beggs H., Brill J. A study of two-phase flow in inclined pipes // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – V. 25. – P. 607–617.
7. Petalas N., Aziz K. Development and testing of a new mechanistic model for multiphase flow in pipes // ASME Fluids Engineering Division 2nd Int. Symposium on Numerical Methods for Multiphase Flows, San Diego, Cal., July 7–11. – 1996.
8. Modeling of oil-water flow using energy minimization concept / A. Sharma, A. Al-Sarkhi, C. Sarica, C.Y. Zhang // International Journal of Multiphase Flow. – 2011. – V. 37 (4). – P. 326–335.
