Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой сложнейшие геолого-технологические системы, состоящие из подземной части (залежи), системы скважин, трубопроводов и технологических установок, объединенных общей структурой для добычи углеводородного сырья. Для эффективной разработки месторождений технологические показатели разработки должны быть рассчитаны во всей системе сбора углеводородов от пласта до магистрального трубопровода и удовлетворять ряду требований. Первым является обеспечение планового отбора газа и максимальной экономической эффективности работы промысла, что, как правило, соответствует максимальному давлению на входе дожимной компрессорной станции (ДКС), при котором ниже требуемая степень сжатия и потребление топливного газа. Второе требование - обеспечение равномерного отбора газа по площади, стабильной и безопасной работы скважин с учетом всех геолого-технологических ограничений, включая предельно допустимую депрессию на пласт, отсутствие эрозии стенок труб, гидратообразование. Кроме того, требуется соблюдение условий охраны недр и правил техники безопасности. Для расчета технологических показателей на практике используют симуляторы, позволяющие моделировать многофазный поток, такие как PipeSim, Eclipse с опцией Networks, GAP, tNavigator и др. Анализ симуляторов выявил следующие недостатки: неустойчивость математического вычислительного аппарата для реализации цифровых двойников с любыми структурами и набором характеристик; низкая скорость расчета модели (более 1 мин); отсутствие перманентности адаптации к промысловым замерам.
В ООО «ТННЦ» разработан программный комплекс GasNet Sirius, состоящий из двух расчетных ядер GasNet-α и GasNet-β, который лишен указанных недостатков. В статье приведено обоснование разработки второго ядра GasNet-β. Дано описание его расчетной схемы (система уравнений). Представлена модифицированная методика расчета потерь давления для двухфазного потока в трубах, разработанная Х.Д. Беггзом и Дж.П. Бриллом, которая является одним из базовых элементов в текущей схеме. Для определения корректности входных данных и применяемых корреляционных зависимостей, а также настройки модели на фактические данные телеметрии разработаны алгоритмы поиска адаптационных коэффициентов по скважинам и трубам. Приведен алгоритм расчета модели ДКС, во входных данных которого учитываются все необходимые ограничения и кривая коэффициента полезного действия завода изготовителя. Приведено сравнение результатов расчета с фактическими данными и результатами расчета программного продукта PipeSim на примере цифрового двойника Берегового месторождения.
Список литературы
1. Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей / А.Н. Харитонов, Т.А. Поспелова, О.А. Лознюк [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 4. – С. 41–47.
2. Реализация цифровых двойников для управления газовым промыслом / Т.А. Поспелова, А.В. Стрекалов, С.М. Князев, А.Н. Харитонов // Нефтяная провинция. – 2020. – № 1(21). – С. 230–242.
3. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: ОАО Тюменский дом печати, 2007. – 664 с.
4. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – С. 121–126.
