CC BY
51
УДК 622.276.5.001.42+004.94
Д.В. Изюмченко, И.В. Стоноженко, К.Н. Гужов, В.А. Сулейманов, О.В. Бузинова, О.В. Николаев
Сравнительный анализ результатов экспериментальных исследований вертикальных газожидкостных потоков и расчетов по программе OLGA
В настоящее время в связи с переходом базовых месторождений ПАО «Газпром» Ключевые слова: в позднюю стадию разработки возрастает значение методов расчета параметров экс- поздняя стадия плуатации скважин, учитывающих наличие жидкости в продукции. Эти методы раз- разработки, деляются на две обширные группы, каждая из которых в свою очередь включает эксплуатация в себя различные подходы к решению задачи. скважин,
К первой группе можно отнести методы расчета минимального дебита устойчивой газожидкостной работы скважин, основанные на анализе физических условий возникновения опреде- поток, ленного явления в газожидкостном потоке, предположительно связанного с измене- эксперимент, нием режима потока и формированием его неустойчивости. К таким явлениям отно- программный сятся: движение капель жидкости, диспергированных в газовом ядре потока; смена комплекс OLGA, направления течения пленки жидкости на внутренней стенке трубы; возникнове- корреляция, ние неустойчивых волн на поверхности пленки жидкости и т.д. В результате соот- метод расчета. ветствующего анализа разными авторами выведен ряд соотношений для определения минимальной скорости газа, обеспечивающей вынос жидкости в вертикаль- Keywords: ном потоке: формулы С.С. Кутателадзе (1957), А.А. Точигина (1968), Р.Дж. Тернера late stage of (1971), А.П. Власенко (1972), Н.В. Долгушина (1991), Ю.Н. Васильева (2005) и др. [1]. development, Отличают эти методы невысокая точность определения минимального дебита вслед- wells' operation, ствие чрезвычайной сложности динамических процессов в двухфазных средах и, как gas-liquid flow, результат, неизбежности принятия ряда допущений, а также отсутствие возможно- experiment, сти расчета потерь давления в газожидкостном потоке. Их несомненным достоин- OLGA program ством являются простота использования математических соотношений и методиче- compex, ский характер подхода к решению задачи. correlation,
Ко второй группе можно отнести методы, основанные на расчете зависимости calculation method. потерь давления в газожидкостном потоке от расходных параметров. Среди преимуществ этой группы методов, во-первых, принципиальная возможность достижения значительно более высокой точности определения минимального дебита по сравнению с методами первой группы и, во-вторых, возможность определения величины потерь давления во всем диапазоне параметров устойчивой работы скважины. Однако качество полученных результатов в данном случае существенно зависит от степени применимости используемых расчетных соотношений в конкретных физических условиях. Большинство методов этой группы основано на экспериментальных данных, полученных в определенном ограниченном диапазоне физических параметров, а перенос полученных таким образом закономерностей на другие диапазоны параметров приводит, как показывает практика, к существенным погрешностям. К методам второй группы можно отнести эмпирические корреляции Х. Данса и Н. Роса (1963), А. Хэйдждорна и К. Брауна (1965), Х. Мукерджи и Дж. Брилла (1973), Х. Грэя (1999) и др. [2].
Особое место среди методов второй группы занимают расчетные соотношения, «зашитые» в коммерческие программные продукты и не доступные пользователю для анализа. В отечественной практике наибольшее распространение получили такие зарубежные программы, как OLGA [3], TACITE [4], PIPESIM [5] и др.
В настоящее время считается, что наиболее точные результаты при расчетах газожидкостных потоков в трубах можно получить при использовании программного комплекса OLGA, поэтому большой практический интерес представляет сравнение полученных в последние годы в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на специализированном оборудовании экспериментальных данных с расчетами по этой программе. Предварительно необходимо отметить следующее. Характерной особенностью рассматриваемых экспериментов является то, что они проводились с ориентацией на условия поздней стадии разработки западно-сибирских мето-рождений, отличающихся сочетанием малых расходных содержаний жидкости в продукции скважин с большими диаметрами лифтовых труб. В то же время пользователям программы OLGA недоступны сведения по использованным в программе корреляциям и условиям эксплуатации скважин, для которых эти корреляции были получены. Тем не менее еще до проведения сравнения можно предположить, что условия эксплуатации скважин сеноманских залежей для создателей программы интереса не представляли, поскольку являются достаточно специфическими и имеют место исключительно на отечественных месторождениях.
Итак, сравним полученные на стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ» экспериментальные результаты исследования газожидкостных потоков с расчетами, выполненными программными средствами OLGA (рис. 1-5). Эксперименты проводились на вертикальных трубах длиной L = 30 м промыслового сортамента с вну-
тренними диаметрами (d, мм) 62 (см. рис. 1), 76 (см. рис. 2, 3), 100 (см. рис. 4), 150 (см. рис. 5), которые применяются в практике эксплуатации отечественных месторождений [6]. В качестве газа использовался воздух, в качестве жидкости - вода. При проведении сравнительных расчетов использовалась версия 6 программы OLGA (2008 г.) [3]. Сравнение будем проводить в координатах i(Fr*) [6], где i - безрамерная величина потерь давления на трение:
■=PpL - (1)
Рж gL
Fr* - модифицированный параметр Фруда:
2
Fr* = Р- U-, (2)
Рж gd
здесь Артр - потери давления на трение; рж и рг -плотности жидкости и газа соответственно; g -ускорение свободного падения; u - расход газа в рабочих условиях, приведенный к единице площади поперечного сечения трубы.
На рис. 1 показана экспериментальная зависимость i(Fr*), полученная применительно к трубе диаметром 62 мм. Там же отображены результаты расчетов по программе OLGA, а также данные расчета согласно модели ООО «Газпром ВНИИГАЗ», разработанной на основе экспериментальных данных. Анализ рисунка показывает, что результаты эксперимента практически идеально совпадают с расчетными данными, полученными с использованием программы OLGA.
Правые ветви графиков на рис. 2, т.е. условия устойчивой работы газожидкостного подъ-
i
Рис. 1. Зависимость потерь давления на трение от Fr* в трубе при й = 62 мм, давлении 0,6 МПа и расходе жидкости qж = 210 л/ч
i
0,03
0,02
0,01
0,00
\ \ 1 t \ \ \ V \
\ \ \ \ ч \ ч -
расчеты по модели " ООО «Газпром ВНИИГАЗ» • эксперимент - OLGA i
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0 Fr*
Рис. 3. Зависимость потерь давления от Fr* в трубе при й = 76 мм, давлении 0,6 МПа
и qж = 11 л/ч
i
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
1
расчеты по модели " ООО «Газпром ВНИИГАЗ» -
\ * X \ • эксперимент - OLGA
\ \ ; N
ч _______________*'
ИНГ----
0,00
0,0
0,5
1,0
1,5
Fr*
Рис. 4. Зависимость потерь давления от Fr* в трубе при й = 100 мм, давлении 0,6 МПа
и qж = 11 л/ч
i
Рис. 5. Зависимость потерь давления от Fr* в трубе при d = 150 мм, давлении 1,1 МПа
и qx = 11 л/ч
емника, также демонстрируют практически идеальное совпадение расчетных данных с экспериментальными. Однако по мере снижения расхода газа в левой части рисунка наблюдаются существенные отличия. В частности, при Fr* = 0,6 программа OLGA прогнозирует смену режима и увеличение величины потерь давления до i = 0,09; эксперимент для этого значения параметра Фруда показал величину i = 0,036, т.е. в два с половиной раза меньшую. Таким образом, при определении минимального дебита скважины по программе OLGA будет получено завышенное значение.
Применительно к расходу жидкости 11 л/ч для труб различного диаметра несовпадение экспериментальных и расчетных данных отмечается как на правых, так и на левых ветвях графиков (см. рис. 3, 4). При этом расчеты потерь давления в устойчивом режиме и минимального дебита скважины в этих случаях будут иметь существенные погрешности.
Сравнение соответствующих данных для трубы диаметром 150 мм также показывает существенные отличия левых и правых ветвей графиков (см. рис. 5).
Касательно правых ветвей графиков (см. рис. 1-5) результаты расчетов могут быть несколько адаптированы путем изменения величины шероховатости трубы как входного расчетного параметра, однако даже при этом допущении экспериментальные точки выходят за пределы диапазонов возможных вари-
аций расчетных кривых, как это показано, например, на рис. 5, где в расчетах использовано предельно низкое значение шероховатости Д = 10-6 м.
Отметим также, что расчетные кривые потерь давления при d = 76 мм и более (см. рис. 2-5) характеризуются ступенчатыми скачкообразными переходами от правой ветви к левой, связанными, по-видимому, со сменами режимов течения (например, с дисперсно-кольцевого на вспененный при снижении скорости газа) и не очень хорошим согласованием используемых расчетных соотношений для разных режимов на этих переходных участках в рассматриваемых диапазонах физических параметров.
Интегральный анализ рис. 1-5 позволяет сделать следующие выводы. Программа OLGA дает хорошо сопоставимые с экспериментом результаты для труб малого диаметра при достаточно высоком расходе жидкости (в расмотренном примере - при d = 62 мм, дж = 210 л/ч, см. рис. 1). С увеличением диаметра трубы и уменьшением расхода жидкости (например, d = 76 мм при дж = 115 л/ч (см. рис. 2) или дж = 11 л/ч (см. рис. 3); d = 100 мм, дж = 11 л/ч (см. рис. 4)) сопоставимость ухудшается. Самые большие различия между расчетами, выполненными программой OLGA, и экспериментальными данными наблюдаются для трубы диаметром 150 мм при дж = 11 л/ч (см. рис. 5).
***
Таким образом, сравнительный анализ результатов расчетов программными средствами OLGA с полученными экспериментальными данными свидетельствует о необходимости кардинальной адаптации существующих расчетных моделей к условиям эксплуатации отечественных газовых и газоконденсатных скважин, которая осуществима только на базе экспериментального исследования двухфазной гидродинамики в диапазонах физических параметров, максимально приближенных к промысловым.
Список литературы
1. Изюмченко Д.В. Газожидкостные потоки в вертикальных трубах: парадоксы гидродинамики / Д.В. Изюмченко,
О.В. Николаев, С.А. Шулепин // Вести газовой науки: Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 4 (15). - С. 36-45.
2. Брилл Дж.П. Многофазный поток в скважинах: пер. с англ. / Дж.П. Брилл, Х. Мукерджи. -М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.
3. OLGA 6 GUI: user manual. - Kjeller, Norway: SPT group AS, 2008. - 240 p.
4. Martin Ch. TACITE 4.099 IFP code: user's guide / Ch. Martin (CSHP). - http://hmf.enseeiht. fr/travaux/CD0405/optmfn/mci/manuals/tacite/ tacitel/tacite.htm
5. PIPESIM Suite: user guide. - Schlumberger, 2005. - 196 p. - http://www.fanarco.net/books/ production/pipesim_user_guide.pdf
6. Ахмедов Б.Г. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки / Б.Г. Ахмедов, С.Н. Бузинов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1980. - Вып. 10. - 37 с.
