Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности моделирования промысловых газосборных сетей 7
1.1. Моделирование как средство проектирования и оптимизации работы объектов обустройства газодобывающего промысла 7
1.2. Конструкция и условия эксплуатации газосборных сетей 9
1.3. Современные средства гидродинамического моделирования трубопроводов 13
1.4. Проблемы создания моделей промысловых систем сбора газа 23
Глава 2. Исследование методик гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах газосборных сетей 29
2.1. Характеристики течения газожидкостных смесей в рельефных трубопроводах 29
2.2. Сравнительный анализ методик гидродинамического расчета трубопроводов 38
2.3. Модификация методики гидродинамического расчета трубопроводов ВНИИГАЗ для условий малого содержания жидкости 50
2.4. Интерпретация результатов гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси 56
Глава 3. Разработка методики адаптации гидродинамических моделей трубопроводов газосборных сетей 63
3.1. Адаптация моделей однофазного газового потока в трубопроводах. 63
3.2. Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных смесей в трубопроводах . 69
3.3. Определение адаптационных параметров на основе анализа фактических эксплуатационных данных 75
Глава 4. Комплексный подход к расчету режима работы систем сбора газа 82
4.1. Гидродинамическая связь элементов промысла и их взаимное влияние в процессе эксплуатации 82
4.2. Математическое описание газосборной сети как единой гидродинамической системы. 85
4.3. Программная реализация комплексного подхода к расчету режимов работы промысловой системы сбора газа . 94
4.4. Применение комплексного подхода к расчету режимов работы систем сбора газа для решения практических задач 102
Основные выводы и результаты 112
Список литературы 113
- Современные средства гидродинамического моделирования трубопроводов
- Модификация методики гидродинамического расчета трубопроводов ВНИИГАЗ для условий малого содержания жидкости
- Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных смесей в трубопроводах
- Программная реализация комплексного подхода к расчету режимов работы промысловой системы сбора газа
Введение к работе
Актуальность темы
Важным этапом проектирования разработки и обустройства газовых месторождений является гидродинамический расчет промысловых газосборных сетей. Одним из эффективных методов решения задач анализа, прогнозирования и оптимизации работы данных объектов является гидродинамическое моделирование.
Создание моделей газосборных сетей осложнено отсутствием обоснований для выбора методики гидродинамического расчета промысловых трубопроводов. Недостаточно изучен вопрос адаптации методик к фактическому состоянию промысловых газосборных сетей. Серьезную методическую проблему представляет учет взаимодействия всей системы пласт – скважины – трубопроводы газосборной сети - установки подготовки газа – дожимные компрессорные станции в процессе добычи.
В связи с этим развитие методов гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей является актуальной темой исследований.
Целью диссертационной работы является совершенствование методов гидродинамического моделирования газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси, для оптимизации режимов совместной эксплуатации скважин и промысловых трубопроводов.
Основные задачи исследований
-
Изучение особенностей гидродинамики газожидкостных смесей в промысловых трубопроводах.
-
Проведение сравнительного анализа существующих методик гидродинамического расчета промысловых трубопроводов.
-
Разработка рекомендаций по гидродинамическому расчету промысловых трубопроводов при моделировании газосборных сетей.
-
Изучение проблемы адаптации гидродинамических моделей трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, к фактическому состоянию промысловых газосборных систем.
-
Разработка методики адаптации гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основании эксплуатационных данных.
-
Разработка метода гидродинамического расчета промысловых систем сбора газа, позволяющего учесть взаимное влияние скважин и трубопроводов газосборной сети в процессе эксплуатации.
Методы исследования
Решение поставленных задач проводилось на основе методов гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах, анализа промысловой информации о работе систем сбора газа, с использованием численных методов математического моделирования.
Научная новизна
Обосновано новое критериальное уравнение для определения режимов течения газожидкостной смеси на подъемных участках трубопроводов в условиях малого расходного содержания жидкости.
Установлена неоднозначность решения задачи определения расхода газожидкостной смеси в трубопроводе для заданного перепада давления. Разработана методика выбора решения на основе истории эксплуатации трубопровода.
Разработана методика раздельной адаптации гидродинамической модели трубопровода по потерям давления на трение и гидростатическим потерям на основе фактических эксплуатационных данных.
Создан модульный программный комплекс, объединяющий гидродинамические модели отдельных элементов системы сбора газа (скважин, трубопроводов, регулирующих устройств) в единую расчетную систему.
Защищаемые положения
-
Методика гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газ с малым содержанием жидкости для создания моделей промысловых газосборных систем.
-
Методика раздельной адаптации по потерям давления на трение и гидростатическим потерям гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе фактических эксплуатационных данных.
-
Алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, эксплуатирующихся в условиях транспорта газожидкостных смесей.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Разработанные методики применены для создания и уточнения гидродинамических моделей газосборных сетей, повышения достоверности проводимых расчетов. Результаты работы использованы при проектировании разработки Уренгойского и Ямбургского месторождений, выполнении авторского сопровождения проектов разработки. На основе предложенных в диссертации методик и алгоритмов выполнены расчеты технологических режимов работы промысловых систем сбора газа, проведена оценка технологического эффекта реконструкции газосборных сетей, определены добычные возможности промыслов.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах:
-
IV Международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». Ставрополь, 2008.
-
Научно-практический семинар молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ». Ухта, 2008.
-
Международная научно-практическая конференция специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность». Москва, 2008.
-
НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата». Геленджик, 2010.
-
II Международная научно-практическая конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («WGRR-2010»). Москва, 2010.
-
Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов». Москва, 2010.
Публикации
Основное содержание работы изложено в 9 опубликованных работах, включая 5 работ в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 65 наименований. Общий объем работы составляет 117 печатных страниц. Текст работы содержит 37 рисунков и 11 таблиц.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.ф.-м.н. В.А. Сулейманову, а также к.ф.-м.н. Н.А. Бузникову, д.т.н. Ю.Н. Васильеву, к.т.н. И.А. Гужову, д.т.н. Н.А. Гужову, д.х.н. В.А. Истомину, Г.Ю. Миниковой, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьеву, А.В. Трифонову, к.г.-м.н. Ю.М. Фриману, Т.В. Чельцовой, к.т.н. И.В. Шулятикову – за ценные советы и оказанную помощь при проведении исследований и подготовке работы.
Современные средства гидродинамического моделирования трубопроводов
Поскольку газосборные сети представляет довольно собой сложные системы с точки зрения конструктивных особенностей и протекающих в них физических процессов, моделирование является одним из наиболее эффективных методов решения задач анализа, прогнозирования и оптимизации режимов работы данных промысловых объектов. Основой средств моделирования газосборных сетей являются методики гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах.
Активное исследование движения газожидкостных смесей было начато в 40-х и 50-х годах прошлого века. В этот период С.Г. Телетовым [9, 10], А.А. Армандом [11], С.С. Кутателадзе [12], Ф.И. Франклем [13], Р.В. Локартом [14], Р.С. Мартинели [15] и другими учеными были разработаны теоретические основы гидродинамики газожидкостных течений, проведена классификация структур движения смесей. В 60-х и 70-х годах проводятся экспериментальные и теоретические исследования движения газожидкостных сред в трубах различной пространственной ориентации. В дальнейшем усилия исследователей были направлены на разработку полуэмпирических моделей различных структур течений газожидкостных смесей и созданию на их основе инженерных методов гидродинамического расчета.
В нашей стране для гидродинамического расчета трубопроводов разработаны одномерные методики, которые основаны на уравнениях движения газожидкостной смеси. Уравнения замыкаются эмпирическими соотношениями между истинным и расходным содержаниями жидкости, структурой течения газожидкостной смеси, физическими свойствами газа и жидкости. При формулировке этих замыкающих соотношений использовались экспериментальные и теоретические исследования ученых Энергетического института Академии Наук СССР (СИ. Костерин, Н.И.
Семенов, А.А. Точигин и др), Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (О.В. Клапчук, В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария и др.), Грозненского нефтяного института (А.И. Гужов, В.Ф. Медведев, В.Г. Титов, В.А. Васильев), Новосибирского государственного университета (С.С. Кутателадзе). Большой вклад в исследование гидродинамики газожидкостных смесей внесли: Р.И. Нигматулин, Ю.П. Коротаев, А.И. Гриценко, Ю.Л. Далецкий, P.M. Тер-Саркисов, С.Н. Бузинов, В.И. Шулятиков, Е.В. Шеберстов, Ю.Н. Васильев, В.И. Марон, В.М. Маслов, Г.Г. Кучеров, Ю.А.Харченко.
Особенность этих исследований состоит в том, что экспериментальные работы выполнялись в трубопроводах различного диаметра не только для воды, пара и воздуха, для которых фазовый переход зависит в основном от температуры газожидкостной смеси, но также для нефти и природного газа, где существенна зависимость от давления.
Основное достоинство этих исследований и их отличие от аналогичных разработок за рубежом состоит в том, что на их основе удалось предложить безразмерные критерии, позволяющие идентифицировать структуру течения газожидкостной смеси. Тем самым удалось преодолеть основную трудность при описании движения смеси в рельефных трубопроводах, где эти структуры меняются при изменении угла наклона трубопровода, термобарических и расходных условий [16, 17, 18, 19].
Разработанные подходы к расчету параметров движения газожидкостных смесей легли в основу современных отечественных методик, норм, правил по гидродинамическому расчету трубопроводов в нефтегазовой отрасли. Также на основе данных подходов разработан ряд программных продуктов для моделирования работы трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси.
Наибольшую известность среди этих программных продуктов получил комплекс ГазКондНефть украинской компании ТЕРМОГАЗ. Комплекс позволяет производить моделирование режимов работы трубопроводов, транспортирующих газоводонефтяные и газоводоконденсатные смеси, нестабильную нефть или конденсат, нефтепродукты. Помимо расчета режимов течения многофазных смесей в трубопроводах ГазКондНефть обладает широкими возможностями по моделированию процессов двухфазной и трехфазной сепарации, дросселирования, смешивания, -эжекции, детандирования, компримирования, ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей в технологическом оборудовании подготовки газа.
Другим известным программным продуктом, позволяющим создавать модели трубопроводных систем, является компьютерная программа комплексного моделирования технологических процессов промысловой подготовки, переработки и транспорта газа, газового конденсата и нефти GIBBS, представленная на рынке компанией ООО "Топэнергобизнес". Наряду с мощными инструментами для моделирования термодинамических процессов, расчета фазовых переходов и теплофизических свойств углеводородных смесей в промысловых системах, программное обеспечение содержит модуль для проведения гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газ и газожидкостные смеси.
Следует отметить, что отечественные методики гидродинамического расчета в основном базируются на результатах экспериментальных исследований проводившихся в 70-е годы прошлого века. В последующие годы экспериментальная база, являвшаяся основой для развития представлений о гидродинамике газожидкостных смесей, была утрачена. В настоящее время в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» активно ведутся работы по ее восстановлению [20]. На опытно-экспериментальной базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» создан стенд для изучения движения газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах, что, несомненно, будет способствовать развитию методик гидродинамического расчета скважин и трубопроводов.
Из зарубежных исследований движения газожидкостных смесей в трубах можно отметить работы А.Е. Даклера, И.М. Тейтеля, М.Г. Хаббарта, A.M. Ансари, К. Азиза, Д.П. Брилла, Х.Е. Грея, X. Данса, Д.Ф. Ли, X. Мукерджи, Д. Оркишевского, Н.К. Роса, Г. Уоллиса, А.Р. Хагедорна, Д. Хьюитта. Результатом исследований стало создание нескольких десятков различных методик гидродинамического расчета, которые затем были включены в состав программных продуктов для моделирования трубопроводов.
В настоящее время на рынке программного обеспечения представлено большое количество зарубежных коммерческих программных продуктов, позволяющих создавать модели трубопроводов систем сбора газа. Большинство включает в себя наборы инструментов, обеспечивающих возможность задавать различные параметры газосборной сети (схемы прокладки трубопроводов, их протяженности, диаметры, рельеф) при создании модели, вводить в модель вспомогательное оборудование (сепараторы, крановые узлы, штуцеры), задавать состав транспортируемой продукции, термобарические и расходные условия эксплуатации. Расчет режимов работы газосборных сетей проводится на основе законов гидродинамики, уравнений состояния, фазового равновесия и теплообмена с окружающей средой. Также важно отметить наличие возможности адаптации создаваемых моделей к фактическому состоянию трубопроводов газосборных сетей путем введения настоечных параметров в процедур гидродинамического расчета и расчета теплообмена.
Существующие программные продукты условно можно разделить на несколько классов. В качестве критериев классификации обычно рассматриваются возможности программного продукта по моделированию многофазных потоков (газ, жидкость, жидкость-газ, газ-жидкость-твердая фаза) в трубопроводах и возможности по моделированию нестационарных потоков [21].
Первый класс программного обеспечения предназначен для моделирования однофазного газового или жидкостного потока в трубопроводах. Такие модели позволяют рассчитывать распределение давления, температуры в трубопроводах, определять скорость потока при задании граничных термобарических и расходных условий. Список наиболее распространенного программного обеспечения (ПО) для создания моделей однофазного течения приведен в таблице 1.
Модификация методики гидродинамического расчета трубопроводов ВНИИГАЗ для условий малого содержания жидкости
В предыдущем разделе показано, что методики TACITE и OLGA могут быть рекомендованы для создания гидродинамических моделей газосборных сетей в условиях малого содержания жидкости, характерного для газовых промыслов. В пользу данных методик говорит также то, что они обобщают современные представления о гидродинамике газожидкостных смесей в трубопроводах, сложившиеся в ведущих зарубежных исследовательских центрах (TUFFP, SINTEFF, TOTAL и др.). Адекватность гидродинамических расчетов, производимых по данным методикам, подтверждена сравнением с большим объемом как экспериментальных, так и промысловых данных о фактических режимах работы трубопроводов, транспортирующих газ и газоконденсатные смеси. Однако данные методики являются коммерческой собственностью компаний-разработчиков, и полная информация о них в открытой печати отсутствует. Для пользователя они представляют своеобразные «черные ящики», которые не могут быть модифицированы или интегрированы в другие расчетные системы и используются только в составе весьма ограниченного количества программных продуктов.
Отсутствие исчерпывающей информации о математическом аппарате, заложенном в методики, не позволяет регламентировать их использование.
Средств моделирования часто сопоставима со стоимостью самих средств моделирования. Одним из возможных методов решения этих проблем является модификация методик существующих гидродинамического расчета трубопроводов, представленных в открытой печати, обеспечивающая возможность их использования в условиях малого расходного содержания жидкости. Целесообразно рассмотреть модификацию методики ВНИИГАЗ, поскольку она используется в нормативной документации и методических рекомендациях по гидродинамическому расчету трубопроводов [52, 53], является основой многих отечественных средств моделирования.
В предыдущем разделе работы установлено, что между методикой ВНИИГАЗ и методиками OLGA и TACITE наблюдаются различия в определении режимов течения, истинного содержания жидкости и потерь давления при гидродинамическом расчете подъемных участков трубопроводов. Проведение дополнительных исследований показало, что полученные различия истинного содержания жидкости и потерь давления обусловлены, прежде всего, различной интерпретацией режимов течения методиками.
В качестве иллюстрации на рисунке 9 приведены потери давления на подъемном участке трубопровода, рассчитанные по методике ВНИИГАЗ в предположении, что независимо от скорости движения газожидкостной смеси реализуется только кольцевой режим течения. Также на этом рисунке приведены потери давления, определенные на основе методик TACITE и OLGA. Видно, что в режиме выноса жидкости (кольцевой режим по методике ВНИИГАЗ, волновой режим по TACITE и OLGA) методики показывают хорошее совпадение расчетных потерь давления.
Если расчет по методике ВНИИГАЗ производить в предположении что независимо от скорости смеси реализуется только пробковый режим (рисунок 10), то потери давления на 5-15% выше, чем по методикам OLGA и TACITE, однако принципиальных отличий в тенденции изменения потерь в зависимости от скорости также не наблюдается.
Таким образом, отмеченные ранее различия в результатах гидродинамических расчетов по методикам OLGA, TACITE и ВНИИГАЗ связанны с различной интерпретацией режимов течения.
Проанализируем используемый в методике ВНИИГАЗ критерий, определяющий режимы течения газожидкостной смеси на восходящем участке трубопровода.
На восходящих участках трубопроводов методика ВНИИГАЗ предполагает возможность реализации двух режимов течения - пробкового и кольцевого. Для определения режима используется следующий безразмерный критерий:
При V 1 реализуется пробковый режим течения смеси, при V 1 реализуется кольцевой режим течения смеси.
Эмпирическое уравнение кривой, разделяющей зоны пробковой и кольцевой структур течения газожидкостной смеси имеет вид: V =l. (1.15)
Несложные преобразования критерия при условии V = 1 позволяют получить выражение для критической скорости смеси со - скорости, при которой происходит изменение режима течения
Входящие в формулу значения относительной вязкости, вязкости жидкости, плотности жидкости слабо меняются в зависимости от условий эксплуатации трубопровода, определяющими факторами являются плотность газа и расходное содержание жидкости.
Характерные содержания жидкости в продукции скважин газовых месторождений составляют 1-10 г/м . Пересчет на рабочие условия трубопроводов (давления 1-10 МПа) дает расходное содержание жидкости /3 на уровне 10"3-10"5. При таких /? , значение функции ехр[(8 + 62//)/?] в правой части уравнения (1.16) близко к 1 и зависимости асм от /3 практически не наблюдается:
Подстановка в (1.17) значений плотности и вязкости сеноманского газа и воды в диапазоне давлений 1-10 МПа приводит к получению значений критической скорости 0,37-0,81 м/с. Однако, опыт эксплуатации сеноманских промыслов северных месторождений показывает, что возникновение жидкостных пробок в трубопроводах газосборных сетей наблюдается и при более высоких скоростях. По различным оценкам переход к пробковому режиму наблюдается уже на скорости 4 -7 м/с. Действующая нормативная документация определяет переход в пробковый режим при скоростях 2-6 м/с [52]. Для проведения гидродинамических расчетов в условиях малого расходного содержания жидкости по методике ВНИИГАЗ необходимо модифицировать критерий, определяющий смену режимов течения.
Для модификации критерия, используя методики TACITE и OLGA, проведено исследование режимов течения газожидкостных смесей при давлениях 1-10 МПа и расходных содержаниях жидкости /? в диапазоне 10"3-10 5. В результате проведенных исследований получены зависимости критической скорости от расходного содержания жидкости для различных уровней давления (рисунок 11).
Анализ полученных результатов показал, что для описания зависимости критической скорости от плотности газа и расходного содержания жидкости в методике ВНИИГАЗ может быть использована следующая аппроксимирующая зависимость
Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных смесей в трубопроводах
Пренебрегая силами инерции, уравнение движения газожидкостной смеси в наклонном трубопроводе может быть описано следующим образом: где Р - давление в трубопроводе, L - протяженность трубопровода, g ускорение свободного падения, рсм - плотность газожидкостной смеси, wCM скорость газожидкостной смеси, в - угол наклона трубопровода, Хсм коэффициент трения газожидкостной смеси на стенке трубопровода, d диаметр трубопровода.
Проанализируем гидродинамическую характеристику трубопровода, определяемую уравнением (3.18). Общие потери давления в трубопроводе АР складываются из гидростатических потерь АРст и потерь на трение АРтр (первое и второе слагаемое в правой части уравнения соответственно), причем тенденции их изменения при варьировании расхода смеси противоположны (рисунок 17). При увеличении расхода потери на трение возрастают. В то же время, увеличение скорости движения смеси способствует интенсификации выноса жидкости из полости трубопровода, уменьшению скоплений жидкости на подъемных участках и соответствующему снижению гидростатических потерь. При снижении расхода наблюдается обратная ситуация. Уменьшение скорости смеси приводит к снижению потерь на трение, при этом ухудшаются условия выноса жидкости, гидростатическая составляющая потерь давления возрастает.
Предположим, имеется фактическая информация о режиме работы трубопровода, транспортирующего газожидкостную смесь: состав жидкой и газовой фаз, расход газа, расходное содержание жидкости Д давление в начале и в конце трубопровода. Тогда на основе (3.18) мы можем провести гидродинамический расчет трубопровода в аналогичных термобарических и расходных условиях эксплуатации и оценить соотношение потерь на трение АРтр и гидростатических потерь АРст в данном режиме.
В общем случае истинное содержание жидкости ср представляет собой сложную функцию скорости смеси, давления, наклона трубопровода, расходного содержания жидкости. Однако анализ работы различных методик гидродинамического расчета показал, что при накоплении жидкости на восходящих участках трубопроводов истинное содержание жидкости может быть аппроксимировано экспоненциальной функцией: по длине трубопровода.
В полученной зависимости коэффициент В отражает специфику определения истинного содержания жидкости для используемой модели расчета гидростатических потерь. Корректировку коэффициента В можно использовать для адаптации модели к фактическим эксплуатационным режимам при работе трубопровода в зоне преобладающих гидростатических потерь (рисунок 19).
Введем адаптационный параметр К, как отношение фактического значения Вф и расчетного значения Вр определяемого моделью:
Выразив В из (3.25) и переходя от wm к объемному расходу смеси Q (в условиях низкого расходного содержания жидкости /? /) параметр К можно определить через соотношение фактических и расчетных показателей работы трубопровода по следующей формуле: где ()ф - фактическая производительность трубопровода, полученная на основе эксплуатационных данных, Qp - расчетная производительность, полученная при тех же термобарических условиях в результате моделирования.
Тогда определение гидростатических потерь давления с учетом адаптации может быть проведено по формуле
Программная реализация комплексного подхода к расчету режимов работы промысловой системы сбора газа
На основе представленного математического аппарата разработан и реализован программный комплекс, позволяющий производить моделирование промысловой системы сбора газа как единой гидродинамической системы с учетом взаимного влияния ее элементов в процессе работы.
При разработке программного комплекса предусмотрена возможность изменения степени детализации и способов описания элементов системы. В состав комплекса входят отдельные блоки, описывающие гидродинамические характеристики элементов системы сбора (скважин, регулирующих устройств, трубопроводов газосборной сети), блок расчета теплофизических свойств, блок решения нелинейной системы уравнений гидродинамики. Это обеспечивает возможность оперативной замены одной термогидродинамической модели любого из элементов обустройства промысла на другую. Возможности программы могут быть существенно расширены за счет введения дополнительных блоков, например, блоков описывающих работу устьевых компрессоров (МКУ). В свою очередь блоки расчета гидродинамических характеристик элементов промысла могут использовать как аналитические зависимости, так и табличные данные (аналог VFP таблиц в Pipesim компании Shlumberger), полученные в процессе гидродинамических испытаний или на основе эксплуатационных данных.
Так, блок гидродинамического расчета скважин может быть заменен соответствующими индикаторными диаграммами.
Разработанный комплекс может быть использован как в качестве отдельного программного продукта, так и в составе более сложных расчетных систем. Имеется положительный опыт прогнозирования режимов работы промысла совместно с комплексом гидродинамического моделирования пластовых систем Eclipse компании Shlumberger, модулем гидродинамического расчета дожимной компрессорной станции.
Программный комплекс производит расчет режимов работы систем транспортирующих как газ, так и газожидкостные смеси. При этом учитываются не только особенности гидродинамики газожидкостных смесей, но и возможность конденсации или испарения жидкой фазы в любом из элементов системы вследствие меняющихся термобарических условий.
При разработке программного комплекса большое внимание уделено его адаптации к фактическим эксплуатационным характеристикам и условиям эксплуатации систем сбора газа. Блоки, описывающие тепловые и гидродинамические характеристики, предусматривают возможность введения отдельных адаптационных параметров для каждого из элементов системы сбора, изменять состав продукции скважин, учитывать условия окружающей среды.
Также возможно введение ограничений по режимам работы элементов промысла, определяемых нормативными требованиями для обеспечения рациональной и безопасной эксплуатации. Так, программа предусматривает возможность введения максимальной депрессии на пласт при работе скважин промысла. При введении данного параметра программа не только ограничивает дебиты скважин, но и определяет перепады давления, которые в этом случае необходимо обеспечить штуцерам на устьях для ее совместной работы с остальными элементами системы сбора.
Основными исходными данными для работы программного комплекса являются условия работы системы сбора газа (компонентный состав продукции промысла, температуры окружающей среды), файл описания параметров скважин промысла и файл описания параметров газосборной сети.
Фрагмент файла описания параметров скважин приведен на рисунке 28. В файле задаются номер скважины, пластовое давление в зоне ее работы, фильтрационные коэффициенты, конструкционные параметры (глубина и диаметр НКТ), допустимая депрессия. Номер скважины формируется из номера куста и ее порядкового номера в кусте.
Параметры скважин определяются в ходе исследований скважин, предусмотренных нормативными документами, и могут быть предоставлены эксплуатирующей организацией. В последней графе также задается параметр, позволяющий исключить определенные скважины из работы системы сбора. При значении параметра равном 1 скважина рассматривается как работающая, при значении 0 - как остановленная на период проведения расчета. Расчет производится для фиксированных пластовых условий, соответствующих рассматриваемому интервалу времени (например, месяц или квартал). Если в течение интервала времени, для которого производится определение режима, пластовые давления не могут рассматриваться как постоянные величины, то систему необходимо дополнить функциональными зависимостями пластового давления от производимого отбора.
Пример файла описания параметров газосборной сети приведен на рисунке 29. Файл определяет схему участков газосборной сети и параметры трубопроводов на участках. При формализации схемы газосборной сети производится нумерация ее узлов. Всем узлам, соответствующим кустам скважин, присваивается тот же номер куста, что и в файле параметров скважин. Блоку входных ниток на площадке УКПГ, где происходит объединение всех потоков газожидкостной смеси, присваивается номер 0. Остальные узлы могут нумероваться в произвольном порядке. Идентификация участка в процессе работы программы проходит в соответствии с номерами узлов в его начале и конце. Для каждого из участков задаются его протяженность, количество труб на участке, их диаметр. В качестве адаптационного параметра используется гидродинамическая эффективность трубопроводов, которая может быть определенна на основе анализа эксплуатационных данных.
