Математическое моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.18, кандидат технических наук Ершов, Тимур Борисович

• Ершов, Тимур Борисович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ершов, Тимур Борисович

Введение

Структуры газожидкостных потоков.

Кинематические параметры и модели газожидкостных потоков.

Глава 1. Литературный обзор

Глава 2. Методика исследования

Дифференциальные уравнения для нестационарного газожидкостного потока

Течение жидкости и газа без массобмена.

Течение жидкости и газа с масообменом.

Нестационарные модели газожидкостных потоков в системах продуктивный пласт-скважина.

Модель газопроявления при бурении скважины.

Модель газлифта.

Модель фонтанирующей скважины.

Разностные схемы для моделей газожидкостного потока.

Анализ устойчивости.

Проверка адекватности нестационарной модели газожидкостного потока.

Глава 3. Моделирование газопроявлений и выбросов газа при бурении

Глава 4. Моделирование пуска газлифтной скважины

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Математическое моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина»

С газожидкостными потоками связаны многие проблемы в энергетике, машиностроении, химической и нефтегазовой промышленности. Эффекты неоднофазности существенно осложняют исследования, поэтому гидродинамика газожидкостных потоков все еще находится в стадии развития, в отличие от гидродинамики однофазных потоков.

В нефтегазовой промышленности газождкостные потоки встречаются при бурении скважин на газированном буровом растворе, при добыче нефти и газа (фонтанирование скважин, газлифт, добыча конденсата), при транспортировке продукции на месторождениях, не оборудованных сепараторами (в особенности на морских нефтепромыслах). Таким образом, потоки нефти и газа в одном канале могут возникать на всех этапах от бурения до транспортировки углеводородов потребителям.

Особыми случаями газожидкостных потоков в нефтегазовой отрасли являются газопроявления и выбросы газа при бурении скважин. Данные процессы обусловлены не только технологическими, но и геологическими причинами. Перерастание газопроявлений в открытый газовый фонтан -серьезная авария, создающая опасность для персонала и окружающей среды, ее ликвидация требует затраты больших сил и средств. Динамика данных явлений требует подробного изучения.

Качественное описание газожидкостных потоков в трубах и количественная оценка их основных параметров (перепад давления, газосодержание, скорости фаз, силы трения флюидов со стенками трубопровода и между собой) необходимы для проектирования конструкций добывающих скважин, сетей сбора и транспортировки продукции, а так же для контроля над потоками и для прогноза их показателей.

Вплоть до середины 70-х годов XX века основной областью исследований были газожидкостные потоки, возникающие в процессе добычи углеводородов (фонтанирование, газлифт). Было создано большое количество методик, основанных на простых стационарых моделях потока, в которых в качестве замыкающих соотношений использовались экспериментальные зависимости для ряда параметров. Развитие теоретической базы науки о газожидкостных потоках привело к усовершенствованию стационарных методик; усилилась теоретическая основа методик, значение экспериментальных зависимостей уменьшилось.

Лишь с началом разработки морских нефтегазовых месторождений в середине 70-х годов возникла необходимость в динамических моделях для потоков нефти и газа в системах сбора и транспортировки продукции. Появлению динамических моделей способствовало развитие вычислительных методов и компьютерного оборудования.

Применение динамических моделей газожидкостных потоков для описания процессов бурения скважин и добычи нефти началось сравнительно недавно. В настоящее время имеются работы, посвященные газлифтной добыче нефти и бурению на газированном растворе.

Важно отметить, что в области тепловой и атомной энергетики проблемы, связанные с движением газожидкостных смесей в трубах исследуются более детально и разносторонне в теоретическом плане. Имеется богатая литература по этой теме, затрагивающая и динамические процессы. Многие крупные ученые (академики Нигматулин[1], Кутателадзе[2], Накоряков[3, 4]) посвятили газожидкостным потокам значительную часть своих работ. Первые динамические модели газожидкостных потоков пришли в нефтегазовую отрасль именно из атомной энергетики.

Между пароводяными потоками в энергетике и газонефтяными потоками в нефтегазовой отрасли имеются существенные отличия. Поток углеводородов является многокомпонентным, в то время как в пароводяных потоках имеется только один компонент. В связи с этим, межфазные переходы в технологических процессах в энергетике и нефтедобыче имеют различную природу. В случае воды и пара массообмен обычно происходит при изменении температуры (кипение, конденсация), тогда как массообмен нефти и углеводородного газа чаще является следствием изменения давления.

Из-за этого температурные эффекты в энергетических установках имеют большую роль, чем в потоках нефти и газа в скважинах. Различна и форма трубопроводов, в которых происходят течения. Скважины имеют большую длину (до 5 км) и вертикальное или наклонное направление, в энергетических установках длина трубопроводов намного меньше, отсутствуют протяженные вертикальные участки.

Ценность лабораторных исследования потоков нефти и газа ниже, чем для потоков в энергетике, поскольку воспроизвести условия течения в скважине проблематично из-за большой длины ствола, высоких давлений и несоответствия свойств скважинной нефти и газа и свойств лабораторных флюидов. Еще одним отличием являются характерные режимы потоков. Для пароводяных потоков в ядерно-энергетических установках таким режимом является дисперсно-кольцевой, в то время как в нефтяных скважинах обычно возникают пузырьковый, пробковый или эмульсионный потоки.

Поскольку данная работа посвящена потокам нефти и природного газа в скважинах, то в силу приведенных отличий ограничимся упрощенным рассмотрением физики газожидкостных потоков, характерным для нефтегазовой отрасли. Поток рассматривается как псевдоодномерный, его параметры осредняются по сечению трубы. Все эффекты от неравномерного распределения параметров по сечению трубопровода учитываются в зависимостях для осредненных параметров, температурные эффекты не учитываются. В литературном обзоре, посвященном газожидкостным потокам, основное внимание будет уделено именно процессам в нефтегазовой отрасли, вопросы касающиеся процессов в энергетике не освящаются.

Среди всего множества газожидкостных потоков нефтегазовой промышленности в данном исследовании выделяются такие потоки, где определяющую роль играет взаимодействие нестационарного газожидкостного потока в стволе скважины с газовым или нефтяным пластом, а именно, газопроявлениея при бурении, ликвидация газопроявлений, пуск газлифтной скважины. Для корректного описания этих процессов рассматривается совместная динамика продуктивного пласта и скважины. Таким образом, предметом диссертационной работы являются нестационарные газожидкостные потоки в системе продуктивный пласт-скважина.

Целью исследования является создание динамических математических моделей для процессов газопроявления и газлифта. С помощью этих моделей проводится исследование газожидкостных потоков, выявляются нетривиальные нестационарные режимы, количественно оцениваются характеристики потоков.

Методом исследования является математическое моделирование. В качестве теоретической базы используются общие нестационарные уравнения сохранения массы и импульса фаз в газожидкостном потоке и уравнения фильтрации нефти и газа в пласте. Строится численная схема расчета, основанная на методе конечных разностей. С ее помощью проводятся многовариантные расчеты, результаты которых подвергаются анализу.

Диссертация состоит из четырех глав. В первой главе предлагается литературный обзор, посвященный методам расчета параметров газожидкостных потоков в нефтегазовой отрасли, во второй главе описываются основные дифференциальные уравнения газожидкостных потоков, из них выводятся частные уравнения для моделей газопроявления, газлифта и фонтанирования, описывается разностная схема для численного расчета. Третья глава посвящена основным результатам полученным при моделировании газопроявлений и прорывов газа при бурении, в четвертой главе описываются результаты моделирования газлифта.

Ниже приводится краткое описание кинематических параметров и режимов газожидкостных потоков в трубах.

Структуры газожидкостных потоков

Структурой (режимом) газожидкостного потока называется морфологическое распределение фаз в сечении трубы. Существование той или иной структуры зависит от множества факторов: расходов газа и жидкости, наклона трубы, свойств флюидов. В вертикальном восходящем потоке выделяется пять основных структур: пузырьковая, пробковая, эмульсионная, дисперсно-кольцевая и дисперстная (рис.1), которые сменяют друг друга с увеличением объемной концентрации газа(газосодержания) а.

В пузырьковом потоке газ движется в виде отдельных пузырьков газа в связной жидкой фазе. Размеры пузырьков малы по сравнению с диаметром трубы, а их распределение в сечении близко к равномерному. В большинстве случаев пузырьки газа в восходящем потоке обгоняют жидкость, однако при больших расходах жидкости скорости фаз могут стать одинаковыми (дисперсно-пузырьковый режим). Обычно пузрьковый поток существует при газосодержании а < 0.2-0.3.

Пробковый (снарядный, неточный) режим представляет собой поток крупных пузырей газа (диаметр которых сопоставим с диаметром трубы), разделенных жидкими пробками. Пузыри обладают осевой симметрией и имеют форму снаряда. Между пузырем и стенкой трубы имеется пленка жидкости. В жидких пробках могут содержаться маленькие пузырьки газа.

Эмульсионный поток напоминает течение пены с крупными газовыми включения неправильной формы. Размеры и форма газовых включений постоянно изменяются, поток имеет хаотический характер.

Иногда пробковая и эмульсионная структуры объединяются в единую пульсирующую структуру потока. Обычно эти режимы существуют при газосодержании 0.2-0.3 < а < 0.6-0.8.

Дисперсно-кольцевой поток характеризуется наличием непрерывной газовой фазы, которая образует газовое ядро потока в центральной части сечения трубы. Жидкость течет в виде тонкой пленки на стенках трубы, а также в виде мелких капель, унесенных в газовое ядро. Данный режим обычно возникает при высоких газосодержаниях а > 0.6-0.8. Если в газовом ядре нет капель, то поток называется кольцевым. При больших расходах

Рис. 1. Режимы вертикального восходящего потока: 1 - пузырьковый, 2 - пробковый, 3 -эмульсионный, 4 - дисперстно-кольцевой, 5 - дисперстный. G - газ, L - жидкость. газа увеличивается доля унесенной в ядро жидкости, а пленка на поверхности трубы становится тоньше. Если вся жидкость движется в виде капель в газе, а жидкая пленка отсутствует, то такой поток называется дисперстным.

При вертикальном восходящем течении газожидкостной смеси в каналах во всех режимах имеет место практически осесимметричное распределение концентрации и скоростей фаз. В горизонтальном трубопроводе под действием силы тяжести симметрия нарушается, и газовая фаза концентрируется в верхней части сечения (рис.2). При определенных условиях наблюдается раздельный поток, в котором газ и нефть полностью разделены, газ течет в верхней части сечения трубы, а жидкость в нижней части.

Все существующие структуры потока можно разделить на 3 большие группы: распределенные, сегрегированные и пульсирующие. К сегрегированным относят потоки, в которых газовая и жидкая фазы разделены четкой границей (раздельный и дисперсно-кольцевой потоки). К

Сегрегированные m/Sr/SS/AWSfSfSSf/SSSSSS/'/fSSSS". г t »:■.'■»: ■-*. * > * - * » « . . ' :. i'4—*

->, у- . л у.

Распределенные

V/.V/Л'//, zzzzzaa

Рис. 2. Режимы горизонтального потока: 1 - раздельный, 2 - дисперстно-кольцевой, 3 -пробково-пузырьковый, 4 - пробковый, 5 - пузырьковый, 6 - дисперстный. распределенным относят потоки, в которых одна фаза является связной, а другая распределена в ней в виде отдельных частиц (дисперстный, пузырьковый, дисперсно-пузырьковый потоки.) Пульсирующие потоки (пробковый и эмульсионный) являются переходными от сегрегированных к распределенным , и имеют локальные участки со свойствами того и другого типа потока.

Кинематические параметры и модели газожидкостных потоков

Основными кинематическими параметрами газожидкостного потока (рис.3) являются истинные скорости газа и жидкости:

Vr

Ап

Qi

Vg = ~~Г

9 At скорость газожидкостной смеси

Vm =

Qg + Qi A истинное (объемное) газосодержание а и расходное газосожержание /3

Ад о 1д а = л Р ~

Л qg + qi здесь qg и qi - расходы газа и жидкости, А - площадь сечения трубы, Ад и А\ - площади в сечении трубы занятые газом и жидкостью.

В восходящем газожидкостном потоке газ из-за меньшей плотности и вязкости обычно обгоняет жидкость. Разница в скоростях жидкости и газа называется скоростью проскальзывания: vs=vg- vi (1)

При анализе экспериментальных данных используются приведенные скорости газа и жидкости:

91 % vsi =Д VS9=A (2)

Истинные скорости фаз связаны с приведенными скоростями следующими соотношениями:

-SL- qi - Vsi Vl~ АГ А(1-а)~ 1-а [6) у = = = VSg (А)

9 Ад Аа а к '

Vm = А = vSg + vSi (5)

Скоростью дрейфа фазы называется разность между скоростью фазы и скоростью смеси:

Vgd = vg-vm Vid = vi-vm

Скорости дрейфа фаз имеют противоположное направление.

Следует отметить, что все приведенные выше параметры газожидкостного потока являются осредененными по сечению трубопровода величинами.

Существует несколько физических моделей, отражающих стационарный газожидкостной поток в трубе. Степень адекватности этих моделей различна, а увеличение точности достигается за счет увеличения объема информации, используемой для описания движения смеси.

Рис. 3. Схема двухфазного потока. G - газ, L - жидкость.

Самой простой является модель гомогенного течения (односкоростная модель). В ней предполагается, что скорости газовой и жидкой фаз одинаковы, поток рассматривается как однородная смесь с осредененными свойствами. Расходное и истинное газосодержание в односкоростной модели совпадают а = /3, плотность и вязкость смеси определяется по расходному газосодержанию:

Рп = Pl{l - Р)+РдР

1п = щ( 1 - 0)+ЦдР здесь щ, цд - вязкости жидкости и газа, р/, рд - плотности жидкости и газа.

В модели относительного движения учитывается различие в скоростях фаз. Истинное газосодержание и скорость проскальзывания не могут быть получены из расходных характеристик потока. Для их определения в данной модели необходимо использование экспериментальных данных.

Модель дрейфа (модель потока дрейфа, drift-flux model [39]) является модификацией модели относительного движения. В ней, помимо проскальзывания фаз, учитывается неравномерное распределение скоростей

Рис. 4. Модель потока дрейфа. 1 - профиль скорости, 2 - профиль концентрации, 3 -пузырьки газа, 4 - жидкость и газосодержания по сечению трубы. Учет профилей скорости и концентрации приводит к следующей зависимости:

Vg = CoVm + Vd (6) здесь Со - коэффициент профиля потока, характеризующий неравномерное распределение концентрации газовой фазы и скорости смеси в сечении трубы, его значения обычно лежат в интервале от 1 до 1.5 (рис.4), Vd - скорость всплытия пузырьков газа в неподвижной жидкости.

Из формул (6) и (4) следует зависимость газосодержания от расходов газа и жидкости в модели дрейфа: а = ^ =*(7)

С0 vm + vb C0(qg + qi) + Avb

Параметр профиля Со и скорость Vd определяют из экспериментальных зависимостей. Можно показать, что при Vd > 0 или Со > 1 истинное газосодержание а всегда будет ниже расходного газосодержания /3.

При определении плотности и вязкости смеси в моделях дрейфа и относительного движения используются истинные параметры: fis = х iiag или ц3 = /Л|( 1 - а) + Цда ps = pi( 1 - а) + рда

Во всех описанных выше методиках газожидкостная смесь рассматривается как однородная или псевдооднородная среда с параметрами, осредненными по сечению трубопровода. На этом основании, для описания газожидкостного потока используются аналоги уравнений гидродинамики однофазного потока. В стационарном случае уравнение для градиента давления в потоке газожидкостной смеси в круглой трубе будет иметь вид: dp fmPmVi dvm

-Г = ---Ь Рт9ВШв + pmVm— 8) dz 2 a dz здесь в - угол наклона трубы, рт —плотность смеси, fm — коэффициент трения для смеси, d - диаметр трубы.

Градиент давления складывается из гидростатической компоненты, компоненты трения и ускорения. Последней компонентой можно пренебречь для всех режимов кроме дисперсно-кольцевого. Для пузырькового и пробкового режимов гравитационная компонента является преобладающей.

Коэффициент гидродинамического сопротивления для двухфазной смеси fm часто определяется на основе однофазных зависимостей, где для ламинарного потока используется аналитическая формула / = 64/Re, а для турбулентного и переходного потока эмпирическая зависимость [10]:

По данным зависимостям построены диаграммы [11] для определения коэффициента трения в зависимости от числа Ренольдса Re и шероховатости трубы е: f = f(Re,e). Для газожидкостных потоков в качестве числа Рейнольдса смеси могут использоваться следующие выражения:

D PnVmd D psVmd pnVmd p[Vmd

Ren =- Res =- Rens =- Remi =- (10)

Pn ps Ps pi

В дальнейшем двухфазные коэффициенты трения полученные из зависимости (9) для чисел Рейнольдса Ren, ReS: Rens и Remi будут обозначаться через: fn, f8, fns и fml (либо через А„, As, Ans и Атг), соответственно.

Рис. 5. Двухжидкостная модель.

Описанные выше модели (гомогенная, относительного движения, дрейфа) используются для распределенных потоков (пузырьковый, пробковый), в которых отсутствует четкая межфазная граница.

Сегрегированные потоки (дисперстно-кольцевой, раздельный) лучше описываются моделью раздельного течения (двухжидкостная модель). В ней все характеристики потока рассматриваются отдельно для жидкости и газа. Движение фаз описывается двумя уравнениями баланса импульса: dp

Ад— = -(TgSg + TlgSlg) ~ РдАддВШв (ll) a4L = ~(TlSl ~ TlgSlg) ~ plAl9S[nd (12) hP9Vl ^ fiPitf ^ f^W* I vs 1 ho\ 9 = = 9 =-8- ^ > где r5, Ti - напряжения трения для газа и жидкости, т/5 - напряжение межфазного трения, fg- коэффициенты гидравлического сопротивления для жидкости и для газа, fig - межфазный коэффициент гидравлического сопротивления, Sg, Si - смачиваемые периметры трубы для газа и жидкости, Sig - межфазный периметр (рис.5).

В последние два десятилетия получили начали появляться динамические модели газожидкостного потока. В них используются нестационарные уравнения баланса массы, импульса и энергии для жидкой и газообразной фаз. Для потока в трубе постоянного диаметра уравнения баланса массы и импульса газа и жидкости имеют вид: д д

Qj.M + fa^Mg] = Jg + Jig (14) д д

WM1 ~ a)1 + di[pi{l ~ a)vi] = Jl~ Jlg (15) д г , д , ,1 ^сф ■ л т-1 п jt[pgavg\ + falPgaVg] = - pgagsm9 - Fg + Plg (16)

-a)^] + c)^] + = P|(1 --(17) здесь: J^, к = g,l — внешний приток флюидов; J\g — массообмен между жидкостью и газом; Fk,k = g,l — трение фаз со стенками трубы; Pig — интенсивность обмена импульсом между фазами.

Неизвестными в системе (14-17) являются скорости vg и vi, давление р и газосодержание а. Коэффициенты трения определяются на основании эмпирических зависимостей.

Заключение диссертации по теме «Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ», Ершов, Тимур Борисович

Заключение

В диссертационной работе были созданы математические модели нестационарных газожидкостных потоков в системах скважина продуктивный пласт для процессов газопроявления при бурении и пуска газлифтной скважины. Модель газопроявления состоит из двух элементов: продуктивного газового пласта и скважины с восходящим газожидкостным потоком. В модели газлифта к системе пласт-скважина добавляется третий элемент - рабочий газ в затрубном пространстве скважины.

Модель газожидкостного потока в трубах основана на законах сохранения массы и импульса для жидкой и газовой фазы. Параметры потока описываются двумя нестационарными уравнения баланса импульса и двумя уравнениями баланса массы, по одному на газообразную и жидкую фазы. Модель продуктивного пласта основана на одномерном уравнении пьезопроводности.

Новизна предложенного подхода состоит в том, что, во-первых, рассматривается совместная динамика продуктивного пласта и скважины с газожидкостным потока, которые сопрягаются за счет граничных условий на забое скважины; во-вторых, в модели учитываются сжимаемости газа и жидкости, что дает возможность описывать не только процессы массопереноса, но и быстрые волновые процессы (гидравлический удар).

Для нестационарной модели газожидкостного потока в системе скважина - продуктивный пласт был разработан расчетный алгоритм и компьютерная программа. Расчетный алгоритм был основан на методе конечных разностей. Был проведен анализ устойчивости разностной схемы. Адекватность модели газожидкостного потока была проверена путем сопоставления расчетных скоростей распространения возмущений с характеристическими направлениями системы уравнений газожидкостного потока .

С помощью созданных математических моделей и расчетного алгоритма были проведены исследования некоторых технологических процессов, возникающих в нефтегазовой промышленности, при бурении скважин и добыче нефти. Первым рассмотренным явлением было газопроявление при бурении скважины. Рассматривалась динамика процесса, возникающего при вскрытии газового пласта с давлением, превышающим забойное давление в скважине. В результате многочисленных расчетов с различными параметрами газового пласта были получены важные характеристики газопроявления при бурении; оценена мощность возникающего при газопроявлении выброса; получены минимальные значения проницаемости и глубины пласта, начиная с которых газопроявление начинает приобретать опасный характер; оценено время развития процесса газопроявления и выброса газа при бурении.

Помимо расчетов, помогающих описать суть газопроявления, были проведены и ценные в практическом отношении расчеты, показывающие возможность ликвидации опасного газопроявления на раннем этапе путем ускоренной промывки скважины буровым раствором (метод бурильщика). Было оценено допустимое время реакции бригады на газопроявление, в течении которого возможно с помощью стандартного бурового оборудования заглушить газовый фонтан. Допустимое время, при высокой проницаемости пласта (более 400 мД), составляет не более 5-7 минут. Результаты расчетов могут быть использованы при составлении нормативов и регламента работы буровой бригады в случае газопроявления.

С помощью модели скважина-газовый пласт было изучено воздействие импульса пониженного давления на процесс проходки газового пласта при малой репрессии. Была показана принципиальная возможность развития газопроявления даже при кратковременном импульсе давления, длящемся 1-2 секунды. Кроме того, данный процесс продемонстрировал возможности модели для описания как процессов массопереноса, так и волновых процессов.

Вторым технологическим процессом, исследованным в данной работе, является пуск газлифтной скважины. Были проведены расчеты, позволившие проанализировать стабильность газлифта. Их результаты показали, что в зависимости от расхода газа на устье и диаметра газлифтного клапана при пуске газлифтной скважины может возникать либо нестабильный режим работы с периодическим колебанием всех параметров потока, либо стабильный режим с постоянными параметрами. Кроме того, возможен и переходный процесс, в котором колебания параметров, возникающие на начальном этапе, будут со временем затухать, а процесс выйдет на стационарный режим. Была получена диаграмма для определения стабильности режима в зависимости от расхода газа и диаметра клапана. Рост расхода газа и уменьшение диаметра газлифтного клапана способствуют стабилизации потока.

Помимо практических количественных и качественных результатов, модель позволила изучить некоторые интересные нетривиальные режимы газожидкостного потока. Был описан нестационарный периодический процесс, который может возникнуть при глушении газопроявления повышением расхода бурового раствора. Показано, что причиной такого периодического процесса является колебание массы газожидкостной смеси в скважине из-за прохождения отдельной пачки газа от забоя к устью. Период колебаний определяется временем прохождения пачки от устья до забоя (Т = и составляет обычно 5-10 минут. Оказалось, что такой периодический процесс является неустойчивым, в результате он приводит либо к глушению скважины, либо к развитию газопроявления. Для процесса газлифта был детально описан периодический процесс, возникающий вследствие неверного подбора расхода газа или диаметра газлифтного клапана (нестабильный режим). Колебания параметров связаны с истощением заколонного пространства с газом, из-за превышения расхода на газлифтном клапане над расходом на устье. Истощение заколонного пространства может приводить к полному прекращению поступления газа в НКТ и срыву добычи. Период колебаний определяется объемом затрубного пространства, степенью его истощения, расходом газа на устье, соотношением расходов на устье и газлифтном клапане и составляет более 1 часа. Таким образом, природа перодических процессов при газопроявлении и газлифте существенно отличается .

Полученные в данной работе новые практические и теоретические результаты подтверждают целесообразность дальнейшего использования динамических моделей газожидкостного потока в системе скважина-пласт. Построенная математическая модель газожидкостного потока в скважине может быть использована для изучения широкого ряда проблем, таких как периодическое фонтанирование, влияние газожидкостного потока в скважине на результаты гидродинамических исследований (ГДИ), эффективность работы горизонтальной скважины при многофазном потоке в ее стволе. В заключение еще раз кратко повторим основные результаты работы:

1. Создана физически содержательная динамическая модель газожидкостного потока в системе пласт-скважина, основанная на законах сохранения массы и импульса и представлениях трубной и подземной гидромеханики. На ее базе разработаны алгоритмы и программы, которые позволили провести многовариантные расчеты процессов газлифта и газопроявления.

2. Впервые на основе динамической модели изучен процесс газопроявления и прорыва газа при бурении. Получены количественные оценки для времени развития газопроявления, мощности выброса бурового раствора, забойного давления и расхода газа после прорыва.

3. Показана возможность глушения скважины при газопроявлении путем ее ускоренной промывки буровым раствором. Определено допустимое время реакции буровой бригады, в течение которого имеется возможность заглушить газопроявление с наименьшими затратами.

4. С помощью динамической модели оценено количественное влияние параметров газлифтного подъемника на его стабильность. Качественно описан нестабильный газлифт, выявлены причины его возникновения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ершов, Тимур Борисович, 2006 год

1. Нигматулин РИ. Динамика многофазных сред. Т.1,2. М.:Наука, 1987.

2. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.:Энергия, 1976.

3. Накоряков В.Е., Соболев В.В., Шрейбер И.Р. Длинноволновые возмущения в газожидкостной смеси// Изв. АН СССР. МЖГ, 1972, №5.

4. Накоряков В.Е., Покусаев Б.Г., Шрейбер И.Р. Распространение волн в газо- и парожидкостных средах. Новосибирск, ИТФ, 1983, 238 с.

5. Lorenz Н. Die Arbeitsweise und Berechnung des Druckvasserhebers. Z. d. V. D. J., 1909.

6. Moor T.F., Wild H.D. Experimental measurements of slippage in flow through vertical pipes // Petr. Dev. and Techn. 1931.

7. Верслуис Д. Математическая теория фонтанирования нефтяных скважин// Нефтяное хозяйство, 1931, № 6, с.467-473.

8. Бакланов Б, Шищенко Р. Гидродинамика эргазлифтов// Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1935, № 7, с.61-67.

9. Крылов А.П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа в вертикальных трубах// Нефтяное хозяйство, 1935, № 8, с.35-42.

10. Colebrook C.F. Turbulent flow in pipes with particular reference of the transition region between the smooth and rough pipe laws //J. Inst. Civil Eng. 1939. V. 11. P. 133.

11. Moody IF. Friction factors for pipe flow // Trans., ASME. 1944. V. 66. 8. P. 671.

12. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. М.—Д.: Гостоптехиздат, 1947.

13. Шоу С.Ф. Теория и практика газлифта. (Пер. с англ.). М.—JL: Гостоптехиздат, 1948.

14. Архангельский В.А. Движение газированных жидкостей и газожидкостных смесей в вертикальных трубах // Инж. сб., т. 4, вып. 2. Л.: Гостоптехиздат, 1949.

15. Архангельский В.А. Движение газированных нефтей в системе скважина-пласт. М.:Изд. АН СССР, 1958, 90 с.

16. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.—Л.: Гостоптехиздат, 1949.

17. Davies R.M., Taylor G. The mechanics of large bubble rising through extended liquids and through liquids in tubes j j Proc., Royal Soc., London. 1949. V. 200A. P. 375.

18. Lockhart R.W., Martinelli R.C. Proposed correlation of data for isothermal two-phase, two-component flow in pipes // Chem. Eng. Prog. 1949. V. 45. P. 39.

19. Арманд А.А., Невструева Е.И. Исследование механизма двухфазной смеси в вертикальной трубе // Изв. Всес. теплотехн. ин-та (ВТИ). 1950. № 2.

20. Пирвердян A.M. К теории воздушного подъемника // Нефт. хоз-во. 1951. №4.

21. Poettmann F.H., Carpenter P.G. The multiphase flow of gas, oil and water through vertical flow strings with application to the design and gas-lift installations // Drill, k Prod. Prac. 1952. P. 257.

22. Аргунов П.П. Исследование работы эрлифта и его расчет // Сб. „Строительное водопонижение, гидромеханика и физика грунтовых вод". (Тр. Ин-та оснований и фундаментов). Сб.20, 1953, с.41-76.

23. Телетов С.Г. Исследование гидравлических сопротивлений, форм течений и относительных скоростей газожидкостных смесей и методика обработки опытных данных по газожидкостным подъемникам // Научный отчет, рукопись, ф. ЭНИН, АН СССР. 1953.

24. Яги С., Сасаки Т. Структура потока, насыщенность жидкостью и гидравлический уклон при течениях двухфазной газожидкостной смеси в вертикальных трубах // Chem. Engng. 1953. V. 17. № 6.

25. Gilbert W.E. Flowing and gas-lift well performance // Drill. & Prod. Prac. 1954. P. 126.

26. Brotz W. Uber die Vorausberechnung der Absorptionsgesch-windigkeit von Gasen in Stromenden Flussigkeitsschichten // Chem. Ing. Tech. 1954. V. 26. P. 470.

27. Galegar W., Stowall W., Hantington R. More data of two-phase Vertical Flow // Petr. Refiner. 1954. № 11.

28. Лутошкин Г.С. Исследование влияние вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы „жидкость-газ "на работу эргазлифта. Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1955, 21 с.

29. Govier G.V., Radford B.F., Dunn J.S.G. The upward vertical flow of air-water mixtures, Part 1 11 Cdn. J. Chem. Eng. 1957. V. 35. P. 58.

30. Крылов А.П., Лутошкин Г.С. Изучение гидравлических сопротивлений и удельного веса смеси при работе воздушных подъемников в лабораторных условиях// Труды ВНИИ, вып.XIII, 1958, с.9-19.

31. Baxendell Р.В., Thomas R. The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells // JPT. October, 1961. P. 1023.

32. Griffith P., Wallis GB. Two-phase slug-flow // J. Heat Transfer. August, 1961. V. 83. P. 307.

33. Griffith P. Two-phase flow in pipes // special summer program, Massachusetts Inst, of Technology, Camridge, Massachusetts. 1962.

34. Zuber N., Hench J. Steady-state and transient void fraction of bubbling systems and their operating limits. Part 1: steady-state operation // Report #62GL100, General Electric Co., Schenectady, New York. 1962.

35. Fancher G.H.Jr., Brown K.E. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing // SPEJ. March, 1963. P. 59.

36. Duns H.Jr., Ros N.C.J. Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells // Proc. Sixth World Pet. Cong., Tokyo. 1963. P. 451.

37. Steen D.A., Wallis G.B. AEC report № NYO-31142-2. 1964.

38. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradients oc-curing during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits // JPT. April, 1965. P. 475.

39. Zuber N., Findlay J.A. Average volumetric concentration in two-phase flow systems// J.Heat Transfer, 1965. V. 87. P. 453-478.

40. Андриасов P.C., Сахаров В.А. Влияние поверхностного натяжения на кинематические характеристики газожидкостных смесей в трубах// Труды МИНХиГП им. И.М.Губкина, вып.55, 1965, с.194-201.

41. Orkiszewski J. Prediction two-phase pressure drops in vertical pipes // JPT. June, 1967. P. 829.

42. Wallis G.B. One dimensional two-phase flow. McGraw-Hill Book Co. Inc., New York City, 1965.

43. Шеберстов E.B., Леонов Е.Г. Расчет давления в скважине при бурении с применением аэрированных жидкостей// Нефтяное хозяйство. 1968. № 12. с.14-17.

44. Шеберстов E.B., Леонов Е.Г., Малеванский В Д. Возникновение газового фонтана при наличие в скважине газированной пачки глинистого раствора// Газовая промышленность. 1968. № 6. с.5-7.

45. Шеберстов Е.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Расчет количества и темпа закачки задавочной жидкости для глушения газовых фонтанов // Газовая промышленность. 1969. № 4. с.7-11.

46. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин А.А. Гидпродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.:Недра, 1969, 208 с.

47. Андриасов Р.С., Сахаров В.А. Влияние свойств фаз и скорости жидкости наотносительную скорость движения одиночных пузырьков// Труды МИНХиГП им. И.М.Губкина, вып.91, Недра, 1969, с.297-303.

48. Андриасов Р.С., Сахаров В.А. Зависимость скорости всплытия пузырька от его размеров и физико-химических свойств жидкости// Труды МИНХиГП им. И.М.Губкина, вып.79, Недра, 1969, с.225-228.

49. Hewitt G.F., Hall-Taylor N.S. Annular two-phase flow. Pergamon Press, Ltd., Oxford, U.K., 1970.

50. Aziz K., Govier G.W., Fogarisi M. Pressure drop in wells producing oil and gas// J. Cdn. Pet. Tech. July-September, 1972. V. 11. P. 38.

51. Govier G.W., Aziz K. The flow of complex mixtures in pipes. Van Nostrand Reinhold Publishing Co., New York City, 1972.

52. Malnes D., Rasmussen J., Rasmussen L. A short descroption of the blowdown program. NORA SD-129, IFE, Kjeller. 1972.

53. Beggs H.D., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes // JPT. May, 1973. P. 607.

54. Медведский Р.И, Аржанов Ф.Г., Попов В.А. Метод расчета движения газонефтяной смеси в вертикальных трубах// Труды Гипротюменнефтегаза. Тюмень, 1974, вып.41, с.3-10. с.9-19.

55. Chierici G.L., Ciucci G.M., Sclocchi G. Two-phase vertical flow in oil wells prediction of pressure drop // JPT. August, 1974. P. 927.

56. Dukler A.E., Hubbard M.G. A Model for gas-liquid slug flow in horizontal and near horizontal tubes // Ind. Eng. Chem. Fund. 1975. V. 14. P. 337.

57. Taitel, Y.M., Dukler, A.E. A Model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow // AIChE J. 1976. V. 22. P. 47.

58. User's Manual for API 14B, SSCSV Sizing Computer Program, second edition. API. 1978. Appendix B, P. 38-41.

59. Taitel Y., Barnea D., Dukler A.E. Modeling flow pattern transitions for steady upward gas-liquid flow in vertical tubes // AIChE J. 1980. V. 26. P. 345.

60. Lerat A. Sur le calcul des solutions faibles des systemes hyperboliques de lois de conservation a l'aide de schemas aux differences, These. ONERA, France. 1981.

61. Barnea D., Shoham 0., Taitel Y. Flow pattern transition for vertical downward two-phase flow // Chem. Eng. Sci. 1982. V. 37. P. 741.

62. RELAP5/MOD1 Code Manual Volume 1: System Models and Numerical Methods. NUREG/CR-1826, EGG-2070. 1982.

63. Barnea D., Shoham 0., Taitel Y. Flow pattern transition for downward inclined two-phase flow; horizontal to vertical // Chem. Eng. Sci. 1982. V. 37. P. 735.

64. Malnes D. Slug flow in vertical, horizontal and inclined pipes. IFE/KR/E-83/002. 1983.

65. TRAC-PF1 an advanced best estimate computer program for pressurized water reactor analysis. NUREG/CR-3567, LA-994-LS. 1984.

66. Caetano E.F. Upward vertical two-phase flow through an annulus. PhD dissertation, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma. 1985.

67. Barnea D. et a 1. Gas liquid flow in inclined tubes: flow pattern transition for upward flow // Chem. Eng. Sci. 1985. V. 40. P. 131.

68. Mukherjee H., Brill J.P. Pressure drop correlation for inclined two-phase flow // J. Energy Res. Tech. December, 1985. V. 107. P. 549.

69. Barnea D., Brauner N. Holdup of the liquid slug in two-phase intermittent flow // Intl. J. Multiphase Flow. 1985. V. 11. P. 43.

70. Brauner N., Barnea D. Slug/churn transition in upward gas-liquid flow // Chem. Eng. Sci. 1986. V. 41. P. 159.

71. Barnea D. Transition from annular flow and from dispersed bubble flow-unified models for the whole range of pipe inclinations // Intl. J. Multiphase Flow. 1986. V. 12. № 5. P. 733.

72. Asheim H. MONA, an accurate two-phase well flow model based on phase slippage // SPEPE. May, 1986. P. 221.

73. Fernandes R.C., Semait Т., Dukler A.E. Hydrodynamic model for gas-liquid slug flow in vertical tubes // AIChE J. 1986. V. 32. P. 981.

74. Sylvester N.D. A mechanistic model for two-phase vertical slug flow in pipes //J. Energy Res. Tech. December, 1987. V. 109. P. 206.

75. Barnea D. A unified model for predicting flow pattern transition of the whole range of pipe inclinations // Intl. J. Multiphase Flow. 1987. V. 13. № 1. P. 1.

76. Sylvester N.D. A mechanistic model for two-phase vertical slug flow in pipes //J. Energy Res. Tech. December, 1987. V. 109. P. 206.

77. Ozon P.M., Ferschneider G., Chwetzoff A. A new multiphase flow model predicts pressure and temperature profiles in wells // paper SPE 16535. 1987.

78. Micaelli G.C. An advanced best estimate code for PWR safety analysis // SETh/LEML-EM /87-58. 1987.

79. Hasan A.R., Kahir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells // SPEPE. May, 1988. P. 263.

80. Bendiksen K., Espedal M., Malnes D. Physical and numerical simulation of dynamic two-phase flow in pipelines with application to existing oil-gas field lines // Conferece of multiphase flow in industrial plants, Bologna. 1988.

81. RouxA., Corteville J., Bernicot M. WELLSIM and PEPITE: accurate models of multiphase flow in oil wells and risers // paper SPE 17576. 1988.

82. Taitel Y., Shoham O., Brill J.P. Simplified transient solution and simulation of two-phase flow in pipelines // Chem. Eng. Sci. 1989. V. 44. № 6. P. 1353.

83. Xiao J.J., Shoham O., Brill J.P. A comprehensive mechanistic model for two-phase flow in pipelines // paper SPE 20631. 1990.

84. Black PS. et a1. Studying transient multi-phase flow using the pipeline analysis code (PLAC) // J. Energy Res. Tech. March, 1990. V. 112. P. 25.

85. Minami K. Transient flow and pigging dynamics in two-phase pipelines. PhD. Dissertation, U. of Tulsa. 1991.

86. Bendiksen К., Malnes D., Мое R., Nuland S. The dynamic two-fluid model OLGA: theory and application // SPE Production Engineering. May, 1991. P. 171.

87. Benzoni-Gavage S. Analyse des modeles hydrodynamiques d'ecoulements diphasiques instationnaires dans les reseaux de production petroliere, These. Lyon, France. 1991.

88. Brill J.R, Arirachakaran S.J. State of the art in multiphase flow // JPT. May, 1992. P. 538.

89. Pucknell J.K., Mason J.N.E., Vervest E.G. An evaluation of recent mechanistic models of multiphase flow of predicting pressure drops in oil and gas wells // paper SPE 26682. 1993.

90. Minami K., Shoham 0. Transient two-phase flow behavior in pipelines -experiment and modeling // Int. J. of Multiphase Flows. 1994. V. 20. № 4. P. 739.

91. Salim RH., Stanislav J.F., Shoham 0. Evaluation of methods describing the flow of gas-liquid mixture in wells //J. Cdn. Pet. Tech. January/February, 1994. V. 33. P. 58.

92. Pauchon C., Dhulesia H., Binh-Cirlot G., Fabre J. TACITE: A transient tool for multiphase pipeline and well simulation // paper SPE 28545. 1994.

93. Ansari A.M. et a1. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores // SPEPF. May, 1994. P. 143.

94. Ansari A.M. et a1. Supplement to paper SPE 20630. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores // paper SPE 28761. 1994.

95. Chokshi R.N. Prediction of pressure drop and liquid holdup in vertical two-phase flow through large diameter tubing. PhD. dissertation, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma. 1994.

96. Oliemans R.V.A. Multiphase science and technology for oil/gas production and transport // paper SPE 27958. 1994.

97. D. ter Avest, Oudeman P. A dynamic simulator to analyse and remedy gas-lift problems // paper SPE 30639. 1995.

98. Tang Y., Schmidt Z., Blais R. Transient dynamic characteristics of the gas-lift unloading proceess // paper SPE 38814. 1997.

99. Petalas N., Aziz K. A mechanistic model for stabilized multiphase flow in pipes. Petroleum Engineering Department, Stanford Univers. 1997.

100. Henriot V., Pauchon C., Duchet-Suchaux P., Leibovici C. TACITE: Contribution of fluid composition tracking on transient multiphase flow simulation // Offshore Technology Conference, Houston, Texas. 1997.

101. Lopez D., Duchet-Suchaux P. Performances of transient two-phase flow models // paper SPE 39858. 1998.

102. Asheim H. Verification of transient multi-phase flow simulator for gas lift applications // paper SPE 56659. 1999.

103. Liang-Biao Quyang. A mechanistic model for gas-liquid flow in pipes with radial influx or outflux // paper SPE 56525. 1999.

104. Brill J.P, Mukherjee, H. Multiphase flow in wells, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers Inc., Richardson, Texas. 1999.

105. Lima P.C.R., Yeung Y. Model of pigging operations // paper SPE 56586. 1999.

106. Rommetveit R., Ssevareid O., Lage A.C.V.M., Guarneri A., Georges C., Nak-agawa E., Bijleveld A. Dynamic underbalanced drilling effects are predicted by design model // paper SPE 56920. 1999.

107. Fan Jun, Gao Changliang, Shi Taihe, Liu Huixing and Yu Zhongshen.: A compehensive model and computer simulation for underbalanced drilling in oil and gas wells // paper SPE 68469. 2001.

108. Shi H., Holmes J.A., Durlofsky L.J., Aziz K., Diaz L.R., Alkaya В., Oddie G. Drift-flux modeling of multiphase flow in wellbores // paper SPE 84228. 2003.

109. Lage A.C.V.M., Fjelde K.K., Time R.W. Underbalanced drilling dynamics: two-phase flow modeling and experiments // paper SPE 83607. 2003.

110. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.:Недра, 1975. 296 с.

111. Рахматулин Х.А. Основы газовой динамики взаимопроникающих движений сплошных сред// ПММ, 1956, Т.20, № 2.

112. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.Гостоптехиздат, 1963.

113. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.:Недра, 1980. 278 с.

114. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.

115. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик.В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.:Недра, 1984. 211 с.

116. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.:Мир, 1972. 440 с.

117. Рихтмайер Р., Мортон К. Разностные методы решения краевых задач. Мир, 1972.

118. Brill J.P., Mukherjee, Н. Multiphase flow in wells, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers Inc., Richardson, Texas. 1999.

119. Самарский A.A. Теория разностных схем. Наука, 1977.

120. Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы. Наука, 1973.

121. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. М.Недра, 1987.

122. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.Недра, 1991.

123. Ершов Т.Е. Математические модели неустановившихся одно-и двухфазных потоков в трубах / / Математические методы моделирования в нефтегазовой отрасли. Выпуск 2: Учебное пособие под ред. проф. Е.В.Гливенко и проф. В.М.Ентова М:„Нефть и газ", 2006.

124. Баишев Е.В, Гливенко Е.В., Губарь В.А, Ентов В.М., Ершов Т.Е. О газо-импульсном воздействии на призабойную зону скважин // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 2004, №4. с. 84-91.