Моделирование течения многофазной смеси углеводородов по сети сбора и транспорта на нефтяном месторождении в системе d-Flow

UDK: 532:622.276

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-10-93-98

Ключевые слова: гидравлический симулятор, расчет гидравлических потерь в системе добычи, расчет добычи, моделирование течения многофазной смеси, расчет свойств флюида

Авт.: Р.И. Вылегжанин (Новосибирский гос. университет; ООО «Новосибирский научно-технический центр»); О.А. Аксенов (Новосибирский гос. университет; ООО «Новосибирский научно-технический центр»); П.А. Лыхин (Новосибирский гос. университет; ООО «Новосибирский научно-технический центр»); Р.Р. Копейкин (Группа компаний «Газпром нефть»); А.Н. Байкин, к.ф.-м.н. (Новосибирский гос. университет); Э.Р. Худиев (Группа компаний «Газпром нефть»); Е.В. Денисова, к.т.н. (Санкт-Петербургский гос. архитектурно-строительный университет); В.А. Мешков (Группа компаний «Газпром нефть»; Санкт-Петербургский политехнический

На каждой стадии жизненного цикла нефтяного или газового месторождения недропользователям необходимо решать комплекс таких производственные задач, как проектирование и оптимизация системы сбора и добычи, анализ и оптимизация режимов работы существующей системы, выявление «узких мест» в системе добычи, а также обеспечение безопасной эксплуатации и максимального экономического эффекта. Для решения такого рода задач используется специализированное инженерное программное обеспечение, которое моделирует процесс течения многофазного флюида, при этом рассчитывая гидравлические потери, объемные и массовые расходы нефти, газа и воды, скорости и прочие свойства фаз в линейных и стандартных условиях. Кроме того, учитываются все физические характеристики системы трубопроводов, а также скважинного и наземного оборудования. Разработанный авторами симулятор d-Flow позволяет рассчитывать характеристики течения многофазной смеси в сложной системе добычи и проектировать объекты инфраструктуры под требуемые производственные задачи. В данной статье показаны результаты моделирования одного из участков существующего нефтяного месторождения в гидравлическом симуляторе d-Flow в сравнении с результатами расчетов в системе PIPESIM компании Schlumberger (Франция), который последние десятилетия считается отраслевым стандартом. Расхождения по ключевым характеристикам не превышают 5 % даже в условиях высокой обводненности и резкого повышения газового фактора. Это позволяет использовать симулятор d-Flow для решения задач нефтяной отрасли.

Список литературы

1. Моделирование течения газа и газоконденсата по скважине и наземной сети трубопроводов: сравнительный анализ софта / П.А. Лыхин, Р.И. Вылегжанин, М.Г. Козлов, О.А. Аксенов // Нефтегазовая вертикаль. – 2004. – № 11. – С. 88–95.

2. Брилл Дж. П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с. – EDN: QMZCJZ

3. Al-Marhoun M. PVT Correlations for Middle East Crude Oils // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – V. 40. – Р. 650–666. – https://doi.org/10.2118/13718-PA

4. Ghetto G.D., Paone F., Villa M. Pressure-Volume-Temperature Correlations for Heavy and Extra Heavy Oils // SPE-30316-MS. – 1995. – https://doi.org/10.2118/30316-MS

5. Glaso O. Generalized Pressure-Volume-Temperature Correlations // J Pet Technol. – 1980. – V. 32 (05). – P. 785–795. – https://doi.org/10.2118/8016-PA

6. Petrosky J.G.E., Farshad F.F. Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils // SPE-26644-MS. – 1993. – https://doi.org/10.2118/26644-MS

7. Standing M.B., Katz D.L. Density of Natural Gases // Trans. AIME. – 1942. – V. 146. – P. 140–149. – https://doi.org/10.2118/942140-G

8. Vasquez M., Beggs H. Correlations for Fluid Physical Property Prediction // J Pet Technol. – 1980. – V. 32 (06). – P. 968–970. – https://doi.org/10.2118/6719-PA

9. El-Banbi A.H., Fattah K.A., Sayyouh M.H. New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensate and Volatile Oil Fluids // SPE-102240-MS. – 2006. – https://doi.org/10.2118/102240-MS

10. Dranchuk P.M., Abou-Kassem H. Calculation of Z Factors For Natural Gases Using Equations of State // J Can Pet Technol. – 1975. – V. 14 (03). – https://doi.org/10.2118/75-03-03

11. Hall K., Yarborough L. A new equation of state for Z-factor calculations // Oil Gas Journal. – 1973. – V. 71. – Р. 82–92.

12. McCain J.W.D. Reservoir-Fluid Property Correlations – State of the Art // SPE-18571-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/18571-PA

13. Beggs H., Robinson J. Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems // J Pet Technol. – 1975. – V. 27 (09). – Р. 1140–1141. – https://doi.org/10.2118/5434-PA

14. Petrosky J.G.E., Farshad F.F. Viscosity Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils // SPE-29468-MS. – 1995. – https://doi.org/10.2118/29468-MS

15. Lee A.B., Gonzalez M.H., Eakin B.E. The Viscosity of Natural Gases // Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 18(08). – P. 997–1000. – https://doi.org/10.2118/1340-PA