В статье представлен анализ результатов апробации различных моделей многофазного потока (односкоростная, Hasan – Kabir, Beggs – Brill, Ansari, Zhang, Orkiszewski) в программном комплексе (ПК) «РН‑ВЕГА» для интерпретации гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Целью работы являлась верификация реализованных в ПК «РН-ВЕГА» алгоритмов расчета забойного давления в стволе добывающей скважины. Выполнено сравнение результатов численных расчетов, выполненных в ПК «РН-ВЕГА» и на аналогичных моделях, представленных ПК Saphir и PipeSim, при одинаковом наборе PVT корреляций для свойств добываемых флюидов. Рассмотрены как механистические, так и эмпирические модели многофазного течения, которые имеют специфические ограниченя. Тестовые варианты включали различные значения таких параметров, как газовый фактор, диаметр и угол наклона ствола скважины, обводненность, расход жидкости для расчетной области от 100 м до 3000 м. Диапазон изменения параметров учитывал, как ограничения моделей, так и характерные для промысловых условий их минимальные и максимальные значения. Результаты сравнения показали хорошую сходимость. Проведено тестирование моделей на промысловых данных, полученных на месторождении Y при проведении ГДИС в механизированных добывающих скважинах. Установлено, что успешность прогнозирования давления с применением того или иного метода расчета главным образом зависит от учета геометрии ствола скважины, изменения свойств добываемых флюидов, структуры многофазного потока и динамической картины течения в стволе скважины. Анализ полученных результатов показал, что можно выделить несколько моделей многофазного течения, которые будут наиболее приемлемы с точки зрения точности прогнозирования давления для условий конкретного месторождения. В частности, для месторождения Y можно рекомендовать такие модели, как Beggs – Bril, Hasan – Kabir, Orkiszewski. Установлено, что механистическая модель Hasan – Kabir может быть модифицирована под конкретные скважинные условия. Это может быть осуществлено путем подбора эмпирических параметров, характеризующих структуру потока для соответствующих свойств флюидов и режимов многофазного течения в стволе скважины.
Список литературы
1. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. − Richardson, Texas: SPE, 1999. − 156 p.
2. Пашали А.А. Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: дис. … канд. техн. наук. − Уфа, 2011. − 193 с.
3. Yahaya A.U., Gahtani A.A. A comparative study between empirical correlations and mechanistic models of vertical multiphase flow // SPE-136931-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/136931-MS
5. Методика определения забойного давления с использованием многомерных моделей / В.И. Галкин, И.Н. Пономарева, И.А. Черных [и др.] // Нефтяное хозяйство. − 2019. − № 1. − С. 40−43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-40-43
6. Лекомцев А.В., Желанов Е.В., Черных И.А. Статистический подход к оценке забойных давлений в добывающих скважинах // Нефтяное хозяйство. − 2016. − № 10. − С. 98−101.
7. Волков М.Г. Методика расчета течения нефтеводогазовых смесей в стволе вертикальной скважины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. − 2017 − № 3. − 2017. − C. 9−42.
8. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. II. − М.: Наука, 1987. − 360 с.
9. Метод оптимизации давления газа в затрубном пространстве добывающей скважины / В.В. Белозеров, Р.У. Рабаев, К.Р. Уразаков [и др.] // Нефтегазовое дело. − 2019. − Т. 17. − № 5. − С. 23−32. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2019-5-23-32
