Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ротов, Александр Александрович

• Ротов, Александр Александрович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Ротов, Александр Александрович

Содержание

Введение

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ

1.1. Моделирование как средство проектирования и оптимизации работы объектов обустройства газодобывающего промысла

1.2. Конструкция и условия эксплуатации газосборных сетей

1.3. Современные средства гидродинамического моделирования трубопроводов

1.4. Проблемы создания моделей промысловых систем сбора газа 23 ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДИК ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБОПРОВОДАХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ

2.1. Характеристики течения газожидкостных смесей в рельефных трубопроводах

2.2. Сравнительный анализ методик гидродинамического расчета трубопроводов

2.3. Модификация методики гидродинамического расчета трубопроводов ВНИИГАЗ для условий малого содержания жидкости

2.4. Интерпретация результатов гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси 56 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ

3.1. Адаптация моделей однофазного газового потока в трубопроводах

3.2. Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных смесей

в трубопроводах

3.3. Определение адаптационных параметров на основе анализа фактических эксплуатационных данных 75 ГЛАВА 4. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К РАСЧЕТУ РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА

4.1. Гидродинамическая связь элементов промысла и их взаимное влияние в процессе эксплуатации

4.2. Математическое описание газосборной сети как единой гидродинамической системы

4.3. Программная реализация комплексного подхода к расчету режимов работы промысловой системы сбора газа

4.4. Применение комплексного подхода к расчету режимов работы систем сбора газа для решения практических задач 102 Основные выводы и результаты 112 Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси»

ВВЕДЕНИЕ

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

1. Изучение особенностей гидродинамики газожидкостных смесей в промысловых трубопроводах.

2. Проведение сравнительного анализа существующих методик гидродинамического расчета промысловых трубопроводов.

3. Разработка рекомендаций по гидродинамическому расчету промысловых трубопроводов при моделировании газосборных сетей.

4. Изучение проблемы адаптации гидродинамических моделей трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, к фактическому

состоянию промысловых газосборных систем.

5. Разработка методики адаптации гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе эксплуатационных данных.

6. 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

1. Методика гидродинамического расчета трубопроводов,

транспортирующих газ с малым содержанием жидкости для создания

моделей промысловых газосборных систем.

4

2. Методика раздельной адаптации по потерям давления на трение и гидростатическим потерям гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе фактических эксплуатационных данных.

3. 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:

1. IV Международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». Ставрополь, 2008.

2. Научно-практический семинар молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ». Ухта, 2008.

3. Международная научно-практическая конференция специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность». Москва, 2008.

4. НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата». Геленджик, 2010.

5. II Международная научно-практическая конференции «Мировые

ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («WGRR-

5

2010»). Москва, 2010.

6. 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 И таблиц.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.ф.-м.н. В.А. Сулейманову, а также к.ф.-м.н. H.A. Бузникову, д.т.н. Ю.Н. Васильеву, к.т.н. И.А. Гужову, д.т.н. H.A. Гужову,

д.х.н. В.А. Истомину, Г.Ю. Миниковой, д.г.-м.н. H.H. Соловьеву,

A.B. 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.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ

1Л. Моделирование как средство проектирования и оптимизации работы объектов обустройства газодобывающего промысла

Моделирование геотехнологических процессов - один из основных методов исследования объектов разработки на их аналогах (моделях) с целью определения или уточнения характеристик действующих или вновь проектируемых объектов [1]. Данный метод исследования получил широкое распространение, поскольку газовый промысел представляет собой весьма сложную, изменяющуюся физико-химическую систему. Подобного рода системы характеризуются чрезвычайно сложным взаимодействием составляющих их фаз и компонентов, вследствие чего изучение их с позиций классических детерминированных законов переноса и сохранения становится неприемлемым. Моделирование, представляющее систему как иерархическую структуру связанных между собой элементов, свойства и строение которых описывается определенными математическими законами, является одним из наиболее эффективных методов исследования подобных объектов. [2].

Современный уровень развития моделирования предоставляет возможность описывать широкий спектр физико-химических процессов в промысловых системах (пласт, скважины, газосборные сети, дожимные компрессорные станции, установки подготовки газа) и их взаимное влияние в процессе работы газового промысла. Это позволяет использовать моделирование для прогнозирования и оптимизации технологических параметров работы промысла путем проведения многовариантных расчетных экспериментов на ЭВМ. Полученные в результате моделирования расчеты, на сегодняшний день являются основой для принятия обоснованных решений по разработке, обустройству месторождений, режимам эксплуатации и реконструкции промыслового оборудования.

Необходимо отметить важную роль моделирования в автоматизации работы промыслов. Информационно управляющие системы (ИУС) и автоматизированные системы управления технологическим процессом разработки месторождений (АСУ ТП РМ) используют компьютерное моделирование для определения не измеряемых параметров технологического процесса, прогнозирования отклика промысловых систем на управляющие воздействия, поиска наиболее эффективных режимов эксплуатации. Моделирование является основой для реализации концепции «интеллектуального месторождения» - создания полностью автоматизированных систем управления технологическими операциями по добыче нефти и газа, предусматривающих непрерывную оптимизацию процесса разработки месторождения по заданным критериям.

Моделирование позволяет получать новое знание при работе не с самими объектами или процессами, а с их моделями, что значительно облегчает решение задач, возникающих в процессе разработки месторождений. Современные средства позволяют автоматизировать практически все стадии инженерного труда и свести к минимуму затраты рабочего времени, трудовых ресурсов и денежных средств. При этом поставленная задача решается оптимально, с учетом накопленного опыта и данных. Очевидно, что конкурентное развитие техники и технологии невозможно без широкомасштабного использования средств моделирования как в проектных и исследовательских организациях, так и на производстве [3]. Однако получить новое знание можно только при условии, что модель правильно отражает изучаемые свойства реальных объектов [4].

Поэтому развитие моделей промысловых систем и протекающих в них процессов является перспективным общетеоретическим исследованием, направленным на создание методологической базы для последующего совершенствования техники и технологии добычи газа [5].

Одним из важных объектов моделирования в составе промысловых систем являются газосборные сети.

1.2. Конструкция и условия эксплуатации газосборных сетей

Промысловые газосборные сети представляют сбой разветвленную систему трубопроводов, предназначенных для сбора и транспортировки газа за счет его пластового давления от скважин на газосборные пункты (ГП) [1].

Схема и параметры газосборной сети промысла зависят от множества факторов: площади и конфигурации месторождения, числа продуктивных пластов и их характеристик, расположения, рабочих дебитов и устьевых давлений скважин, топографических особенностей местности.

На ранних этапах развития газовой промышленности применялись индивидуальные схемы газосборных сетей [6]. При этой схеме каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенный для очистки газа от механических примесей, капельной жидкости и предотвращения гидратообразования. От прискважинных сооружений газ по индивидуальным шлейфам поступал на ГП и в систему магистрального транспорта (МГ). Шлейфы имели небольшую протяженность и сооружались из труб малого диаметра (не более 200 мм). Наряду с высокой надежностью в эксплуатации такие схемы обладали рядом недостатков - большой металлоемкостью, сложными системами водо- и теплоснабжения, повышенной численностью персонала.

С началом интенсивного освоения крупных газовых месторождений широкое распространение получили групповые схемы сбора. Индивидуальные прискважинные системы подготовки газа сменили расположенные на ГП установки предварительной подготовки газа (УППГ) и установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а сбор газа на ГП начал осуществляться по трубопроводам, объединяющим потоки газа от нескольких скважин или кустов скважин [7].

Увеличение потоков газа в газосборных сетях обусловило применение

трубопроводов большего диаметра. Для сооружения трубопроводов-

шлейфов, транспортирующих продукцию куста скважин на ГП, стали

9

использоваться трубы диаметром 219, 279, 325 реже 426 и 500 мм. При объединении потоков нескольких шлейфов в трубопровод-коллектор наибольшее применение получили трубы диаметром 325, 426 и 500 мм. Расширение газосборных сетей привело к значительному увеличению протяженности трубопроводов: длины некоторых коллекторов в настоящее время достигают нескольких десятков километров. Различные варианты объединения потоков газа породили многообразие групповых схем сбора: лучевая, коллекторная, закольцованная схема и их комбинации (рисунок 1).

Условные обозначения ■■ - куст скважин

- газосборный пункт - - трубопровод

В)

Рисунок 1. Схемы систем сбора газа: а) - лучевая, б) - коллекторная, в) -закольцованная

Таким образом, промысловые газосборные сети характеризуется многообразием схем, широким диапазоном диаметров и протяженностей входящих в них трубопроводов.

Условия эксплуатации газосборных сетей также значительно отличаются в зависимости от типа месторождения, стадии его разработки, климатических условий. Эксплуатация трубопроводов часто сопровождается наличием в составе транспортируемой среды конденсата, капельной воды, коррозионно-активных компонентов, ингибиторов и механических примесей. Состав продукции месторождений значительно различается и изменяется в процессе разработки. Кроме того, в процессе разработки происходит существенное изменение термобарических условий работы трубопроводов.

В ряде случаев сложные условия эксплуатации приводят к возникновению в газосборных сетях таких процессов как накопление жидкости, образованию солеотложений и наносов механических примесей, гидратов, коррозии внутренней поверхности, ухудшающих гидродинамические характеристики трубопроводов.

Наличие конденсата и воды в составе скважиной продукции при низких скоростях газа сопровождается накоплением жидкой фазы во внутренней полости трубопроводов газосборных сетей, приводящему к увеличению потерь давления, и возникновению жидкостных пробок, нарушающих режим работы технологических установок подготовки газа. Вопросы накопления жидкости особенно остро стоят для систем сбора газа с ярко выраженным рельефом (морские, горные месторождения), где потери давления в трубопроводах за счет накопления жидкости могут приводить к полной остановке работы добывающего комплекса.

Содержание воды, коррозионно-активных компонентов в составе

продукции скважин (сероводород, диоксида углерода, меркаптаны, кислород)

способствует развитию внутритрубной коррозии. Развитие очагов коррозии

приводит к значительному ухудшению прочностных характеристик

трубопроводов. Коррозия внутренней поверхности трубопроводов также

часто сопровождается увеличением шероховатости внутренней поверхности

трубопроводов промысловых газосборных сетей. Результатом является

увеличение потерь давления на трение при движении газа по трубопроводам

11

и снижение пропускной способности газосборных сетей в процессе эксплуатации [8].

Механические примеси, содержащиеся в газовом потоке, при движении в газосборных сетях частично оседают на участках трубопроводов (преимущественно, на крановых узлах, задвижках, поворотах), сужают их сечение и тем самым понижают пропускную способность. Помимо механических примесей, твердые отложения в полости трубопроводов способны создавать соли, содержащиеся в составе выносимой скважинами пластовой воды.

При движении газа по трубопроводам системы сбора газа происходит изменение его температуры как за счет теплообмена с окружающей средой, так и вследствие падения давления. Изменение термобарических условий и наличие воды в составе газа может приводить к образованию льда и гидратов, также создающих твердые отложения на внутренней поверхности трубопроводов газосборных систем.

Для предотвращения негативного влияния данных процессов газосборные сети оборудуются системами распределения и ввода ингибиторов (коррозии, солеотложения и гидратообразования), системами периодической очистки полостей трубопроводов от жидкой и твердой фаз, устьевыми и путевыми подогревателями, установками предварительной сепарации газа на кустах скважин. В настоящее время активно ведется внедрение систем телеметрии и телемеханики, позволяющих контролировать и оперативно регулировать термобарические и расходные параметры работы газосборных сетей, совершенствуется нормативная документация, регламентирующая их эксплуатацию.

Таким образом, современные промысловые газосборные сети представляет собой сложный объект исследований, характеризующийся широким разнообразием конструкций, условий эксплуатации, протекающих в них физических процессов, нормативных требований по режимам эксплуатации.

1.3. 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], A.A. Армандом [11], С.С. Кутателадзе [12], Ф.И. Франклем [13], Р.В. Локартом [14], P.C. 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 (С.И. Костерин, Н.И.

Семенов, A.A. Точнгин 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,

A.И. Гриценко, Ю.Л. Далецкий, P.M. Тер-Саркисов, С.Н. Бузинов,

B.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,

14

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,

15

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

16

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.

Таблица 1. Программное обеспечение для моделирования однофазных потоков в трубопроводах

Наименование Pa3na6oT^HK Основные ппимечания

Stoner Pipeline Simulator Advantica Включает встроенные модули для термодинамических расчетов.

Flowmaster Flowmaster Ltd Совместимо с ПО MathLab. Включает модули для термодинамических расчетов. Не рекомендуется использовать для систем со сложным составом потоков.

Atnios Pipeline Software Atmos Включает в себя наиболее полный набор функций для расчета однофазного течения.

GAS WorkS Bradley B. Bean company Предназначено для стационарных гидродинамических расчетов разветвленных газовых трубопроводных сетей.

FluidFlow3 Flite Software Включает описание 850 флюидов, в том числе неньютоновских жидкостей.

AFT Pipeline Applied Flow Technology Используется для моделирования стационарного и нестационарного потока.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ротов, Александр Александрович, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Российская газовая энциклопедия. Под ред. Р.И..Вяхирева. - М.: Большая Российская Энциклопедия, 2004. - 527 с.

2. Маслов В.М. Концепции анализа и совершенствования техники и технологии промысловой подготовки и транспорта газа. - Ташкент: Фан, 1997.-656 с.

3. Технология переработки природного газ и конденсата: Справочник: в 2 ч. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002 - чЛ. - 137 с.

4. Васильев Ю.Н. Автоматизированная система управления разработкой газовых месторождений. - М.: Недра, 1987. - 141 с.

5. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. -880 с.

6. Бекиров Т.М, Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 596 с.

7. Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999. - 473 с.

8. Ходанович И.Е. Транспорт природного газа. - М. : Недра, 1967. - 364 с.

9. 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.

10.Телетов С. Г. Вопрос гидродинамики двухфазных систем. Уравнения гидродинамики и энергии // Вестн. МГУ. Сер. Математика. - 1958. №2. -С. 15-27

П.Арманд A.A., Невструева Е.И. Исследование механизма двухфазной смеси в вертикальной трубе // Изв. Всес. теплотехн. ин-та (ВТИ). -1950. №2. - С. 1-8

12.Кутателадзе С.С. Движение двухфазного потока в трубах / Кутателадзе С.С. // Котлотурбостроение. - 1947, N 6. - С.17-21.

13.Франкль Ф.И. Избранные труды по газовой динамике. - М.: Наука. 1973.-880 с.

14.Lockhart R.W., Martineiii R.C. Proposed correlation of data for isothermal two-phase, two-component flow in pipes // Chem. Eng. Prog. - 1949, Vol. 45. - pp. 39-48.

15.Martinelli, R. C., Nelson D. B. Prediction of Pressure Drop during Forced-Circulation Boiling of Water // Trans. ASME. - 1948, №6. - pp. 695-702.

16.0дишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. - М.: ВНИИГАЗ, 1998 - 400 с.

17.Марон В.И. Одномерная модель газожидкостного потока в трубопроводе. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2011, №2. - С. 86-92.

18.А.И. Гриценко, O.B. Клапчук, Ю.А. Харченко. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. - М.: Недра, 1994.-238 с.

19.0дишария Г.Э., Мамаев В.А. Клапчук О.В. Двухфазный транспорт нефти и газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 55 с.

20.Тер-Саркисов P.M., Сулейманов P.C., Бузинов С.Н. Новый этап в изучении газожидкостных потоков в вертикальных трубах // Газовая промышленность. - 2006, №3. - С. 64-67.

21.Bratland, О. (2008): Update on commercially available flow assurance software tools: What they can and cannot do and how reliable they are. // 4th Asian Pipeline Conference & Exposition. - 2008. - pp. 128-134.

22.Pipesim suite user guide. - Schlumberger, 2005. - 196 p.

23.Pipephase 8 keyword manual. - Simulation science Inc, 2002. - 526 p.

24.Flow assurance with OLGA 2000. - Scandpower Petroleum Technology, 2007. - 120 p.

25.Сахаров B.A., Мохов M.A, Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. - М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. - 398 с.

26.Бикбулатов С.М., Пашали A.A., Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины. // Нефтегазовое дело. - 2005. -С. 1-12.

27.Харитонов А.Н., Архипов Ю.А., Давлетов K.M., Скоробогач М.А., Юмшанов В.Н., Дунаев A.B., Глазунов В.Ю. Результаты внедрения интегрированной модели Ямсовейского нефтегазоконденсатного месторождения (сеноман). // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.:ИРЦ Газпром, № 1, 2010. - С. 38-52.

28.Толмачев Д.В. Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических паук.. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2007. - 30 с.

29.Коротаев Ю.П. Избранные труды. - М., Недра, 1999, т. 2. - 476 с.

30.Елин H.H., Бардин A.B., Загинайко Д.В., Попов А.П. Программный комплекс OIS PIPE для мониторинга и оптимизации систем сбора газа месторождений различных типов. // Нефтяное хозяйство. - 2008, №5. -С. 95-97.

31.Богданович Т.И., Громова Е.А., Назаров A.B. Развитие гидродинамического симулятора "Протей". // Газовая промышленность. - 2010, № 8. - С. 36-38.

32.Бузинов С.Н., Николаев О.В., Гужов К.Н., Михайлов А.Н., Шулепин С.А., Гереш Г.М. Анализ опыта изучения вертикальных газожидкостных потоков применительно к эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений Крайнего

севера // Тезисы докладов II международной научно-практической конференции HCFD-2012. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 86.

33.Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе. - М.: МАКС Пресс, 2009. - 334 с.

34.Хьюит Дж, Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. - М.: Энергия, 1974. -406 с.

35.Aziz, К., Govier, G.W., and Fogarasi, М.: "Pressure Drop in Well Producing Oil and Gas" // J. Cdn. Pet. Tech. - 1972, №11. - pp. 89-93.

36.Taitel Y.M., Dukler A.E. A Model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow // AIChE J. - 1976, Vol. 22. -pp. 47-53.

37.Ситенков В.Т. Гидравлика. Тория и расчет двухфазных систем. -Нижневартовск, 2006. - 204 с.

38.Pauchon, С., Dhulesia, Н., Lopez, D., and Fabre, J. TACITE:A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow // BHRG Conference on Multiphase Production. - 1993.

39.Bendiksen, K.H., Malnes, D., Мое, R., and Nuland, S. The Dynamic Two-Fluid Model OLGA: Theory and Application. // SPE Production Eng. - May 1991.

40.Beggs, H. D., and Brill, J. P. A Study of Two Phase Flow in Inclined Pipes. // J. Pet. Tech. - 1973, May - pp. 607-617

41.Hagedron, A. R. and Brown, К. E. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits. // J. Pet. Tech. - 1965, April - pp. 475-484.

42.Moody, L.F. Friction Factors for Pipe Flow. // Trans. ASME. - 1944, Vol. 66. - pp. 671-680

43.Mukherjee, H. and Brill, J. P. Liquid Holdup Correlations for Inclined Two-Phase Flow. // JPT - 1983, May - pp. 1003-1008.

44.Taitel, Y. and Dukler, A.E. A Model for Predicting Flow Regime

Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow. // AIChE J. _ шел \roi _ „„ 47_sc,

1 У VJ Vj Jl-1. ~ pp.

45.Flanigan, O. Effect of Uphill Flow on Pressure Drop in Design of Two-Phase Gathering Systems. // Oil and Gas J. - 1958, March. - pp. 132-139.

46.Коршак A.A. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. - 196 с.

47.Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1973.-280 с.

48.Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин А.А., Семенов Н.И. Движение газожидкостных смесей в трубах. - М.: Недра, 1978. -272 с.

49-Ротов А.А., Трифонов А.В., Истомин В.А., Р.А. Митницкий, Моделирование нестационарного движения метанола в трубопроводах газосборных сетей // Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи и подготовки газа на

месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки. Материалы заседания секции "Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата" НТС ОАО "Газпром". // М: ООО "Газпром экспо", 2012.-С. 121-134.

50.Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье. // Технологии нефти и газа. - 2011, № 6. - С. 42-47.

51.Минликаев В.З. Современное состояние и задачи по совершенствованию техники и технологии добычи и подготовки газа на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки. Материалы НТС ОАО «Газпром» - М: ООО «Газпром экспо», 2012. - 228 с.

52.Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа - СТО Газпром НТП 1.8-001 - 2004. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 63 с.

53.Инструкция по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей. - М.: ВНИИГАЗ, 1980. - 21 с.

54.3убарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - 80 с.

55.Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М.: Недра, 1998. - 479 с.

56.Шенк X. Теория инженерного эксперимента - М.: Мир, 1972. -382 с.

5 7. Методика по составлению технологического режима промысла (УКПГ), с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС. - СТО Газпром 2-3.3-164-2007. М., ООО «ИРЦ Газпром», 2008. -63 с.

58.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 522 с.

59.Бузинов С.Н., Гереш Г.М, Николаев О.В., Шулепин С.А. Обоснование технологического режима работы газовых скважин на основе современных экспериментальных исследований. // Территория нефтегаз. - 2013, №4. - С. 38-41.

60.Ли Дж., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся скважин. -М., Премиум Инжиниринг, 2008. - 361 с.

61.Васильев C.B. Разработка методов расчета устьевых дроссельных устройств газоконденсатных скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Ивановский энергетический институт, 1988. - 185 с.

62.Барсук С.Д., Сурков Ю.В., Беньяминович O.A., Щелкунова А.Д. Методические рекомендации по расчету термодинамических свойств природного газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1975. -16 с.

63.Мутовин Ю.Г., Одишария Г.Э. Обобщение методов расчета теплофизических свойств смесей углеводородных газов, включающих

азот // Проблемы транспорта газа: Сб.научн.тр. ВНИИГАЗа. -М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1983. - С. 97-111

64.Жихалкнна Н.Ф., Логинов К.В., Семин С.Л., Файзуллин Р.Т. Поиск оптимальных режимов работы больших гидросетей и нефтепроводов. -Омск: ОГУ, 1999.-96 с.

65.Логинов К.В. Моделирование сложных гидравлических сетей с регулируемыми параметрами. // Известия Челябинского научного центра. - 2004, № 3. - С. 17-21.