Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси

Главная страница
Контакты

    Главная страница



Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси



страница5/5
Дата10.01.2017
Размер0.98 Mb.
ТипАвтореферат


1   2   3   4   5
Четвёртая глава посвящена моделированию работы промысловых систем сбора газа. Предложен алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, на основе которого создан программный комплекс. Преимущества использования программного комплекса проиллюстрированы на примерах решения инженерно-технических задач на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

Для моделирования промысловых систем сбора газа разработан алгоритм совместного гидродинамического расчета режима работы скважин и трубопроводов газосборной сети. Алгоритм рассматривает систему сбора газа как набор участков (ребер), соединенных в узлы (рисунок 4).



Гидродинамические характеристики каждого из участков (призабойные зоны скважин, шлейфы, скважины, регулирующие устройства) описываются соответствующими корреляционными зависимостями потерь давления от расхода. При описании работы участков системы в условиях транспортировки газожидкостных смесей учтена возможность конденсации или испарения жидкой фазы в любом из ее элементов вследствие меняющихся термобарических условий. Процессы фазовых переходов описаны при помощи модифицированного уравнения состояния Рейдлиха-Квонга. Одновременно с решением уравнения состояния производится определение теплофизических свойств транспортируемой продукции.



Рисунок 4 – Графическое представление промысловой системы сбора газа

В качестве узлов рассматриваются точки соединения скважин и шлейфов, соединения ствола и призабойной зоны скважин, соединения трубопроводов и регулирующих устройств. Узлы системы описываются уравнениями неразрывности потоков и равенства давлений. Математическое описание системы дополняется граничными условиями, в качестве которых используются пластовые давления в зонах скважин и на выходе системы.

Нелинейная система уравнений, описывающая работу участков и узлов, дополненная граничными условиями, является замкнутой относительно расходов и давлений. Ее решение определяет термобарические и расходные параметры совместной работы элементов промысловой системы сбора газа. Для поиска решений системы используется модификация итерационного метода последовательных приближений, адаптированного к специфике решаемой задачи.



На основе предложенного алгоритма 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. Программный комплекс реализован по блочно-модульной схеме, предусматривающей возможность расширения системы, изменения степени детализации и способов описания ее элементов (рисунок 5).




Рисунок 5 – Блочно-модульная схема программного комплекса

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. Блочно-модульная конструкция 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, 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.

Использование комплекса совместно с системой гидродинамического моделирования пластовых систем Eclipse компании Shlumberger позволяет выполнять проектирование разработки газовых месторождений.

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 (пластовое давление, фильтрационные коэффициенты, глубина и диаметр НКТ, допустимая депрессия) и файл описания параметров газосборной сети (схема участков, диаметры, профили и протяженности трубопроводов).

На основании сформированных файлов исходных данных программный комплекс проводит расчет режима работы элементов системы для заданного давления на ее выходе (в блоке входных ниток УКПГ). Результатом расчета являются параметры (давление, температура расход газа) согласованного режима работы всех элементов промысловой системы сбора газа, общий отбор газа из системы, соответствующий заданному давлению на выходе.

Разработанный комплекс прошел апробацию при решении инженерно-технических задач на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

В 2012 г. в рамках выполнения авторского надзора за проектом разработки Уренгойского месторождения программный комплекс использовался для прогнозирования добычных возможностей газовых промыслов. На основе эксплуатационных рапортов и результатов гидродинамических исследований скважин за 2011 год была проведена адаптация программного комплекса к фактическому состоянию промыслов, заданы темпы падения пластового давления в зависимости от производимого отбора газа. Использование комплекса позволило выполнить расчеты квартальных добычных характеристик систем сбора (зависимостей давления на выходе систем от производимого отбора газа) на период 2013-2016 гг., определить максимальные возможные отборы газа по промыслам.

На Ямбургском месторождения программный комплекс использовался для оценки технологического эффекта реконструкции промысловых систем сбора газа. В качестве решений по реконструкции на одном из промыслов рассматривалось строительство дополнительных трубопроводов (лупингов) параллельно действующим участкам газосборной сети. Использование комплекса позволило определить увеличение добычи по промыслу за счет повышения пропускной способности реконструируемых участков трубопроводов.

Еще одним практическим приложением разработанного программного комплекса является определение режима работы системы сбора газа, оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин.

Одним из условий эффективной эксплуатации скважин является поддержание дебитов скважин, обеспечивающих вынос жидкости и предотвращающих явление самозадавливания. Ограничение максимальных дебитов скважин на уровне, не приводящем к превышению депрессии, также является условием их эффективной работы. Учитывая то, что скважины и трубопроводы газосборной сети являются единой гидродинамической системой одновременное выполнение этих условий для всех скважин промысла не всегда возможно. Тем не менее, можно определить такой режим работы системы сбора газа, который будет соответствовать минимальному количеству скважин вне диапазона эффективной работы.



Для поиска оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин режима работы системы сбора в программном комплексе использован дополнительный расчетный блок. Этот блок при расчете режима работы промысла фиксирует количество скважин, работающих как с превышением депрессии, так и остановленных вследствие самозадавливания. В результате работы данного блока одновременно с расчетом добычной характеристики определяются кривая обводнения и кривая превышения депрессий по скважинам (рисунок 6). Анализ этих кривых позволяет определить отборы газа, которые будет соответствовать минимальному количеству скважин вне диапазона эффективной работы.



Рисунок 6 – Определение режима работы системы сбора газа, оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин

Таким образом, предложенный алгоритм расчета режима работы системы сбора газа и разработанный на его основе программный комплекс позволяют решать следующие практические задачи:

- рассчитывать добычные характеристики систем сбора газа;

- определять максимальный возможный отбор газа по промыслу;

- проводить оценку технологического эффекта реконструкции систем сбора газа;



- осуществлять поиск оптимальных режимов работы газового промысла, обеспечивающих наиболее эффективную работу его скважин.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

  1. Установлено, что в условиях малого расходного содержания жидкости, характерного для работы газовых месторождений, методики гидродинамического расчета трубопроводов дают существенные отличия в определении режима течения, потерь давления, истинного содержания жидкости.

  2. Наилучшее соответствие результатов моделирования фактическим режимам эксплуатации промысловых трубопроводов в условиях малого расходного содержания жидкости получено при использовании методик гидродинамического расчета OLGA и Tacite.

  3. Предложен критерий для определения режима течения газожидкостной смеси на подъемных участках трубопроводов, позволяющий уточнить результаты расчета потерь давления по методике ВНИИГАЗ в условиях малого расходного содержания жидкости.

  4. Показано, что традиционный подход, основанный на использовании коэффициента гидродинамической эффективности, не обеспечивает адаптацию гидродинамических моделей в условиях накопления жидкости в трубопроводах.

  5. Разработана методика двухпараметрической адаптации гидродинамических моделей трубопроводов по потерям давления на трение и гидростатическим потерям. Использование методики позволило существенно снизить отклонение результатов гидродинамического моделирования газожидкостных смесей в трубопроводах от фактических эксплуатационных режимов.

  6. Предложен алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, эксплуатирующихся в условиях транспорта газожидкостных смесей.

  7. Создан программный комплекс, позволяющий выполнять расчет и оптимизацию технологического режима работы систем сбора газа, определять добычные возможности промыслов, проводить оценку эффективности реконструкции промысловых газосборных сетей.


СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

  1. Сулейманов В.А., Гужов И.А., Ротов А.А., Трифонов А.В. Анализ фактических режимов работы шлейфов газовых месторождений // Разработка месторождений углеводородов: Сб. науч. тр. М.:ООО «ВНИИГАЗ», 2008 – С.281-289.

  2. Ротов А.А., Трифонов А.В., Сулейманов В.А. Проблемы создания комплексной технологической модели промысла // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. статей – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – С. 260-269.

  3. Гужов И.А., Ротов А.А., Трифонов А.В. Оценка эффективности инженерных решений по реконструкции газосборной системы на поздней стадии разработки Уренгойского месторождения // Эффективность освоения запасов углеводородов: Науч.-техн.сб. – Ухта, 2010. – С. 62-69.

  4. Ротов А.А., Трифонов А.В., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Моделирование режимов работы газового промысла как единой термогидродинамической системы // Газовая промышленность -2010. - №10. – С.46-49.

  5. Ротов А.А, Трифонов А.В., Истомин В.А., Назаров О.В. Анализ движения метанола в трубопроводах газосборных сетей // Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности – 2011. - №6. – С.26-29.

  6. Алькин В.А., Ротов А.А., Атаева А.Ф. Анализ существующей методики оценки потерь давления в шлейфе поглотительных скважин при эксплуатации ПХГ // Горный информационно-аналитический бюллетень -2011. - №6. С. 5-7.

  7. Исхаков А.Я., Алькин В.А., Ротов А.А. Прогноз водного фактора на примере подземного хранилища газа, созданного в водоносном пласте // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2011. -№9. С.64-67.

  8. Истомин В.А., Елистратов А.В., Лаухин Ю.А., Ротов А.А., Трифонов А.В. Методические вопросы создания математических моделей газопромысловых систем // Применение методов математического моделирования и информатики для решения задач газовой отрасли: сб. науч. статей – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. – С. 93-98.

  9. Ротов А.А., Трифонов А.В., Свиридов А.В., Радкевич В.В., Горячев М.Н., Ларин Д.А. Моделирование режимов эксплуатации ПХГ как единой газодинамической системы // Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности – 2012. - №8. С.34-38.

Подписано к печати 16 октября 2013 г.

Заказ № 4113

Тираж 100 экз.

1 уч. – изд. л., ф-т 60х84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

142717, Московская область,

Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»







1   2   3   4   5

  • ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ
  • СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ