Аспірант О.Л. ШУДРИК,

НТУ «ХПІ», м. Харків, Україна

МОДЕЛЮВАННЯ ФІЗИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ГАЗОРІДИННОЇ СУМІШІ У СВЕРДЛОВИНІ

Для підвищення ефективності проектних робіт з вибору оптимального режиму роботи насосного обладнання у свердловинах з обліком реальних фізичних властивостей продукції, необхідно створити комплекс програм, що дозволяє проводити багаточисельні розрахунки. До основних завдань спільної роботи насоса та свердловини відносять:

-визначення розподілу тиску й фізичних характеристик газорідинної суміші (ГРС) при різних термодинамічних умовах по свердловині;

-визначення оптимальної глибини установки насоса у свердловині, тиску, складу суміші, її фізичних властивостей на вході насоса, необхідної величини напору для підйому продукції по насосно-компресорним трубам (НКТ);

-добір і коригування характеристик насосів із врахуванням реальних фізичних властивостей продукції, що перекачується, для забезпечення заданого діапазону дебіту свердловини;

-визначення режиму роботи насоса для заданих умов експлуатації.

Актуальним є моделювання потоку газорідинної суміші в свердловині за допомогою кореляційних співвідношень [1-4] та створення вітчизняних програмних модулів, що будуть використовуватися надалі при моделюванні робочих процесів у заглибних насосів та оптимізації режиму роботі у системі насос-свердловина.

Пропонується за допомогою інтегрованого середовища розробки ПО LAZARUS створити автономні додатки з графічним інтерфейсом для визначення фізичних характеристик газорідинної суміші при відповідних термодинамічних умовах; розподілу тиску по свердловині від вибою до гирла й у НКТ; вибору оптимальної глибини установки насоса за фактичним даними роботи свердловини.

Кількість газу, що виділяється з рідини в процесі її руху по стовбуру свердловини, є величиною змінної й залежить від термодинамічних умов і характеристики газорідинної суміші. Отже, щільність суміші також змінюється, що підтверджується кривими розподілу тиску, отриманими дослідниками в різних нафтових регіонах.

Програмний модуль «PVT» містить кореляції співвідношення тиску, обсягу й температури для розрахунків характеристик флюїду [4, 5]:

1. Температура по стовбуру свердловини

2. Властивості попутного нафтового газу.

3. Фізичні властивості нафти у свердловині.

Розрахунки параметрів нафти ведеться у два етапи.

Для умов P_i≤ P_s – поточний тиск у свердловині P_i менше тиску насичення P_s і газ виділяється з рідкої суміші. Розрахункові значення температури відповідають T_i. Визначаються величини:

- рівноважне значення тиску насичення при заданих значеннях P_i, T_i;

- обсяг газу, що виділився з нафти, обсяг розчиненого газу (залишкова газонасиченість нафти);

- густина газу, що виділився з нафти, густина газу, що залишився в нафті;

- об’ємний коефіцієнт нафти, густина і в’язкість газонасиченої нафти при поточних значеннях.

Для умов, коли газ повністю розчинений у нафті P_s≤P_i≤P_r визначають об’ємний коефіцієнт пластової нафти, щільність і в’язкість.

Математична модель течії ГРС у свердловині. На величину питомого обсягу поточної ГРС суттєво впливають зміна температури й тиску від вибою до гирла свердловини; крім втрат на тертя об стінки вертикальної колони труб при русі ГРС відбуваються втрати за рахунок ковзання фаз відносно один одного; рідина й газ утворюють різні структури потоку (бульбашкова, пробкова, дисперсний «туманний» потік.)

Моделі течії газорідинної суміші у НКТ та свердловині:

1. Модель гомогенної течії [1].

2. Модель роздільної течії фаз.

Усі методи розрахунків ГРС у підйомниках засновані на результатах лабораторних або промислових досліджень руху у вертикальних трубах. Класичні методи, що найбільш часто використовуються в практиці експлуатації свердловин:

· метод А.П.Крилова (структура потоку пробкова);

· метод Пирвердяна ( для обводнених газліфтних свердловин);

· метод Поетмана й Карпентера (рекомендується для розрахунків загальних втрат тиску незалежно від структури потоку; рекомендований діапазон значень дебіту Q=3…300 м³/доба; газового фактору G₀=18…180 м³/м³).

· метод A.R. Hasana, C.S. Kabirb[3] –метод, що застосовується у програмному комплексі «WellFlo» [4].

У роботі розглянуто найбільш універсальний метод Ф. Поетмана,
П. Карпентера [1]. Основною перевагою цього методу є те, що він розроблений на основі складних досліджень особливостей підйому ГРС у реальних нафтових свердловинах.

Розрахунки градієнтів тиску проводять у два етапи:

- при P_s>P_i, тобто при наявності в складі продукції вільного газу;

- при P_s≤P_i, коли весь газ розчинений у рідкій фазі.

Далі визначають градієнт тиску для всього ділянки стовбура, де P_s≤P_i.

Для розрахунків течії в кільцевому просторі, замість діаметра труби d, підставляється величина еквівалентного діаметра.

За результатами виконаних розрахунків отримуємо величину, зворотну градієнту тиску, і для визначення глибини, відповідної до обчисленого градієнту тиску, проводиться чисельне інтегрування залежності dh/dp=f(P). Підсумком розрахунків є значення глибини стовбура свердловини для обраних інтервалів зміни тиску.

Після виконання розрахунків за отриманим даними будують лінію зміни тиску по стовбуру свердловини.

Результати роботи. На рис.1 для візуального розгляду фізичних властивостей газорідинної суміші у свердловині наведено графічний інтерфейс програмного модуля «PVT». На рис. 2 показано графічний інтерфейс модуля «Well-Pump». У цьому модулі використовують данні модуля «PVT». Вихідні дані можна ввести вручну або імпортувати із зовнішнього текстового файлу. Результати розрахунків представлені у вигляді графіків, а також є можливість вивести в файл для подальшого їх аналізу. Під час розрахунків фізичних властивостей флюїду, тиску, глибини установки насоса можна змінювати параметри: густину, температуру та тиск на вибої або гирлі, газовий фактор, тиск насичення нафти та інші умови експлуатації.

Рисунок 1 – Графічний інтерфейс програмного модуля «PVT»

Рисунок 2 – Графічний інтерфейс модуля «Well-Pump». До вибору глибини установки насоса

Глибина спуска насоса L залежить від тиску на прийомі насоса P_пр. При значному змісті вільного газу в продукції свердловини тиск на вході насоса ухвалюють P_пр=2,5 МПа (тобто 30% від тиску насичення P_нас) [6].

Результати розрахунків представлені автономними додатками, що будуть використовуватися надалі для моделювання та оптимізації роботи заглибного електровідцентрового насоса при видобутку нафти.

Таким чином, у даній роботі реалізовано програмні модулі моделювання та прогнозування падіння тиску у нафтовій свердловині, визначення рекомендованої глибини заглиблення насоса, властивостей рідини, що надходить у насос. Розробка цього напрямку у роботі має велике значення для вітчизняного розвитку нафтогазової промисловості при механізованому видобутку нафти. Слід відзначити, що для більш повного урахування реальних умов роботи насосу в нафтогазовій свердловині при моделюванні та оптимізації робочих режимів насосного устаткування, необхідні подальші експериментальні та теоретичні дослідження.

Список літератури: 1. Силаш А.П. Добыча и транспортировка нефти и газа. Часть 1. Пер. с англ. – М.: Недра. – 1980. – 375с. 2. A.R. Hasana, C.S. Kabirb, M. Sayarpourc. Simplified two-phase flow modeling in wellbores// Journal of Petroleum Science and Engineering. –Volume 72, Issues 1–2, May 2010, Pages 42–49. 3. Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2005. №2. URL: http://ogbus.ru/authors/Bikbulatov/Bikbulatov_1.pdf. 4. Программное обеспечение для нефтедобывающей отрасли WellFlo. URL http://www.weatherford.ru/assets/files/pdf/6341_WellFlo-Software-A3_RU.pdf. 5. Справочник руководства по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. / Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова – М.: Недра. – 1983. 6. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «НедраБизнесцентр». – 2000.