Прогнозирование структуры газожидкостного потока
Михайлов В.Г., Волков М.Г.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
ООО «РН-Технологии»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
Прогноз структуры газожидкостных течений крайне важен при решении таких задач, как определение продольных профилей объемного содержания жидкой фазы вдоль ствола вертикальной скважины, необходимых для расчета потерь давления в НКТ, прогноза коэффициента естественной сепарации газа через затрубное пространство скважины, подбора скважинного оборудования (центробежных насосов, газосепараторов и т. д.) для механизированной добычи пластовых флюидов и т. д. В статье рассмотрены основные этапы развития методов прогнозирования режимов течения газожидкостной смеси в вертикальных скважинах и разработаны новые унифицированные критерии для прогноза пузырьковой и дисперсно-пузырьковой структур газожидкостного течения на вертикальных участках нефтяных скважин.
Введение
Одним из важнейших направлений современного нефтяного инжиниринга является повышение достоверности методов прогнозирования структуры газожидкостных течений в трубопроводной и скважинной инфраструктуре месторождений. Сегодня без предварительного прогноза структуры двухфазных течений не представляется возможным решение таких задач, как определение продольных профилей объемного содержания жидкой фазы вдоль ствола скважины для расчета потерь давления в НКТ, прогноз коэффициента естественной сепарации газа через затрубное пространство скважины, подбор скважинного оборудования для механизированной добычи пластовых флюидов и т. д. Гидродинамика газожидкостных потоков в стволе вертикальной скважины характеризуется многообразием структур течения (рис. 1). Поэтому для разработки теоретических критериев по прогнозированию структуры течения многие исследователи, основываясь на своей научной интуиции, предлагали гипотезы о доминирующих закономерностях, определяющих переход одной газожидкостной структуры течения в другую [1].
Рис. 1. Карта режимов течения Беггса и Брилла [9]
Нередко недостаток знаний о закономерностях, определяющих условия взаимодействия жидкость–газ, не позволял теоретически обосновать и сформулировать критерии для оценки режимов течения. В этом случае исследователи вынуждены были прибегать к использованию эмпирических корреляций, которые являлись приближенными, т. к. не учитывали весь диапазон эксплуатационных параметров для двухфазных потоков. Несмотря на большое количество работ, посвященных исследованию данного вопроса, в настоящее время не существует надежных эмпирических методов прогнозирования двухфазных течений в вертикальных трубопроводах.
В последнее время в вопросах прогнозирования структуры газожидкостного течения наметился существенный методологический прогресс, суть которого заключается не только в повышении достоверности расчетных прогнозов, но и в унификации самого процесса гидродинамического моделирования двухфазных потоков в трубопроводах.
В работе [2] под унификацией моделирования газожидкостных течений в трубопроводной инфраструктуре нефтяного месторождения понималось приведение к единообразию всего математического аппарата, связанного как с прогнозированием структур течения, так и с расчетом гидравлических потерь горизонтальных, а также вертикальных и наклонных (восходящих и нисходящих) двухфазных течений. Однако принцип унификации гидродинамической модели автору работы [2]
не удалось в полной мере применить для прогнозирования всех режимов двухфазного течения при вертикальном расположении трубопровода.
Авторами настоящей статьи предлагается дальнейшее совершенствование принципов унификации при разработке критериев прогноза структуры вертикального газожидкостного течения в широком диапазоне эксплуатационных параметров.
В последнее время в вопросах прогнозирования структуры газожидкостного течения наметился существенный методологический прогресс, суть которого заключается не только в повышении достоверности расчетных прогнозов, но и в унификации самого процесса гидродинамического моделирования двухфазных потоков в трубопроводах.
В работе [2] под унификацией моделирования газожидкостных течений в трубопроводной инфраструктуре нефтяного месторождения понималось приведение к единообразию всего математического аппарата, связанного как с прогнозированием структур течения, так и с расчетом гидравлических потерь горизонтальных, а также вертикальных и наклонных (восходящих и нисходящих) двухфазных течений. Однако принцип унификации гидродинамической модели автору работы [2]
не удалось в полной мере применить для прогнозирования всех режимов двухфазного течения при вертикальном расположении трубопровода.
Авторами настоящей статьи предлагается дальнейшее совершенствование принципов унификации при разработке критериев прогноза структуры вертикального газожидкостного течения в широком диапазоне эксплуатационных параметров.
Развитие методов прогнозирования структуры газожидкостных потоков в НКТ вертикальных скважин
В истории развития методов прогнозирования структуры газожидкостных течений в вертикальных трубопроводах можно условно выделить следующие этапы.
Эмпирические подходы для прогнозирования структуры течения в вертикальных скважинах (1963–1974 гг.)
Практически все известные эмпирические методы прогнозирования режимов течения являются результатом интенсивных лабораторных исследований. Карты режимов течения, построенные в результате этих исследований, не дают информации о том, какая газожидкостная структура реализуется в скважине. Приведенные на картах области представляют собой ограничения для применения эмпирических корреляций при расчете градиентов давления и объемного содержания жидкости. Подобные карты режимов течения были получены [3–8].
В качестве примера на рисунке 1 показаны области течений, построенные по результатам экспериментов Беггса и Брилла [9]. По данной карте невозможно определить условия для возникновения той или иной двухфазной структуры в вертикальном канале, т. к. каждая приведенная на карте область объединяет несколько различных режимов газожидкостного течения. Границы между выделенными на карте областями течения определялись по эмпирическим корреляциям:
В качестве примера на рисунке 1 показаны области течений, построенные по результатам экспериментов Беггса и Брилла [9]. По данной карте невозможно определить условия для возникновения той или иной двухфазной структуры в вертикальном канале, т. к. каждая приведенная на карте область объединяет несколько различных режимов газожидкостного течения. Границы между выделенными на карте областями течения определялись по эмпирическим корреляциям:
где
— объемное содержание жидкости в поперечном сечении канала без учета проскальзывания фаз; VSL, VSg — приведенные скорости жидкости и газа соответственно.
Механистические подходы для прогнозирования структуры течения в вертикальных скважинах (1982–1994 гг.)
Исследование особенностей газожидкостных течений в вертикальных скважинах показало, что для решения ряда практических задач крайне важно уметь не только правильно рассчитать продольный градиент давления, но и определить при заданных условиях структуру газожидкостного течения. Актуальность данной проблемы послужила толчком к разработке новых методов прогнозирования структуры течения в вертикальных скважинах. В 90-х годах прошлого столетия начали интенсивно развиваться подходы прогнозирования на основе механистического моделирования структуры газожидкостного течения в трубопроводе. В отличие от эмпирического подхода, механистическое моделирование позволяло исследователям строить карты режимов течения, включающие в себя не абстрактные области, а области с определенными структурными образованиями «жидкость – газ», которые реализовывались в вертикальных трубопроводах при заданных приведенных скоростях жидкости и газа. Подобные карты режимов течения были построены Хасаном и Кабиром [10, 11], Тайтелем, Барнеа и Даклером [12], Ансари [13],
Каэтано [14, 15] и др.
На рисунке 2 показаны четыре структуры газожидкостного течения, для которых в модели Ансари [13] на основе механистического моделирования были разработаны гидродинамические критерии перехода одной структуры течения в другую.
Каэтано [14, 15] и др.
На рисунке 2 показаны четыре структуры газожидкостного течения, для которых в модели Ансари [13] на основе механистического моделирования были разработаны гидродинамические критерии перехода одной структуры течения в другую.
Рис. 2. Структуры течения газожидкостной смеси в вертикальном трубопроводе [13]: а — дисперсно-пузырьковая; б — пузырьковая; в — пробковая (снарядная); г — кольцевая
На рисунке 3 показаны результаты построения границ на основе применения механистических критериев [13] между газожидкостными структурами (рис. 2).
Рис. 3. Карта режимов течения Ансари [13]
Переход от пузырькового к пробковому режиму течения (граница «В», рис. 3) оценивался по критической величине действительного объемного содержания газа в поперечном сечении трубы (αg = 0,25), при котором мелкие пузырьки объединяются в крупные пузырьки газа вида Тейлора. Уравнение для расчета границы «В» между режимами течения записывалось на основе модели drift-flux [16] в виде
где g — ускорение свободного падения; ρL, ρg — плотности жидкости и газа; σL — коэффициент поверхностного натяжения жидкость–газ.
В основу перехода от пузырькового к дисперсно-пузырьковому режиму течения (граница «А», рис. 3) закладывалась механистическая модель дробления крупных пузырьков газа на более мелкие в турбулентном потоке жидкости. Уравнение для определения границы «А» основывалось на гипотезе о том, что дисперсно-пузырьковый режим течения возникает тогда, когда силы пульсации турбулентного потока жидкости способны преодолеть касательные напряжения на границе раздела фаз и раздробить газовую фазу на мелкие устойчивые (неспособные к коалесценции) сферические пузырьки газа [12] и имело вид:
где Vm — скорость смеси; D — диаметр трубопровода; fm — коэффициент гидравлического трения.
В работе [13] была предложена гипотеза, характеризующая смену пробковой структуры газожидкостного течения на дисперсно-пузырьковую. Предполагалось, что причина перехода в образовании пузырьками газа плотной кубической решетки с объемным содержанием газа равным α = 0,52. Согласно данной гипотезе, граница «С» (рис. 3) определялась по корреляции:
В работе [13] была предложена гипотеза, характеризующая смену пробковой структуры газожидкостного течения на дисперсно-пузырьковую. Предполагалось, что причина перехода в образовании пузырьками газа плотной кубической решетки с объемным содержанием газа равным α = 0,52. Согласно данной гипотезе, граница «С» (рис. 3) определялась по корреляции:
Ансари [13] предложил в качестве критерия для оценки границы перехода от кольцевого режима течения к пробковому (граница «D» рис. 3) модель образования перемычек из пристеночных жидкостных пленок. Для образования перемычек, перекрывающих все проходное сечение трубопровода, были определены необходимые условия:
1. Большие расходы жидкости, при которых жидкостная пленка начинает терять устойчивость и стекает вниз, образуя складки, которые могут перекрыть центральное газовое ядро. Условие потери устойчивости пленки следующее:
1. Большие расходы жидкости, при которых жидкостная пленка начинает терять устойчивость и стекает вниз, образуя складки, которые могут перекрыть центральное газовое ядро. Условие потери устойчивости пленки следующее:
где HLF — действительное объемное содержание жидкости в пленке; YM, XM — модифицированные параметры Локхарда и Мартинелли.
2. Необходимая толщина жидкостной пленки. Условие, определяющее достаточную для образования перемычки толщину жидкостной пленки, следующее:
2. Необходимая толщина жидкостной пленки. Условие, определяющее достаточную для образования перемычки толщину жидкостной пленки, следующее:
где λLC — объемное содержание жидкости в газовом ядре, без учета проскальзывания фаз; δ — толщина жидкостной пленки (рис. 2г).
Подходы унификации гидродинамических критериев для прогнозирования структуры течения в вертикальных скважинах (2003 г.)
Под унифицированным подходом к гидродинамическому моделированию скважин понимается приведение к единообразию математического аппарата прогнозирования всех структур течения и алгоритмов расчета гидравлических потерь в горизонтальных, а также вертикальных и наклонных стволах с восходящим и нисходящим течением газожидкостной смеси. В данной статье будут рассмотрены вопросы унификации математического аппарата, предназначенного только для структурного прогнозирования вертикальных восходящих двухфазных течений. В работе [2] авторы предложили использовать в качестве базового уравнения для унификации алгоритмов прогнозирования структуры течения в трубопроводе уравнение сохранения количества движения для пробкового режима течения (рис. 2в) в виде, (формула 7), где vT,vF,vS,vC — скорости всплытия пузырька Тейлора, скорость жидкости в жидкостной пленке, скорость газожидкостной смеси в жидкостной пробке, скорость газожидкостной смеси в пузырьке Тейлора соответственно; ρC — плотность газожидкостной смеси в пузырьке Тейлора; SC, SF, Si — периметры в поперечном сечении канала, по которым газ соприкасается со стенкой, жидкость соприкасается со стенкой, газ соприкасается с жидкостью соответственно; β — угол наклона трубы от горизонтали; А — площадь поперечного сечения трубы; fC, fF, fi — коэффициенты гидравлического трения на границах газ–стенка, жидкость–стенка и газ–жидкость соответственно; lF — длина жидкостной пленки.
Частные преобразования выражения (7) с использованием системы замыкающих корреляций на основе уравнений сохранения массовых расходов жидкости и газа, а также корреляций, полученных из лабораторных исследований, позволили авторам работы [2] не только спрогнозировать некоторые структурные переходы газожидкостного течения в трубопроводах, но и осуществить расчет гидравлических потерь давления в скважине.
Уравнение (7) является базовым в рассматриваемой унифицированной модели. Однако авторам работы [16] удалось использовать его только для получения критерия на границе перехода пробковой структуры течения в кольцевую в вертикальном трубопроводе. Для этого в выражение (7) предлагалось ввести следующие ограничения:
• длина жидкостной пленки должна стремиться к бесконечности (lF → ∞);
• периметр соприкосновения газа со стенкой должен быть равен нулю (SC = 0).
Окончательно критерий для определения границы между пробковым и кольцевым режимами течения имел вид:
Уравнение (7) является базовым в рассматриваемой унифицированной модели. Однако авторам работы [16] удалось использовать его только для получения критерия на границе перехода пробковой структуры течения в кольцевую в вертикальном трубопроводе. Для этого в выражение (7) предлагалось ввести следующие ограничения:
• длина жидкостной пленки должна стремиться к бесконечности (lF → ∞);
• периметр соприкосновения газа со стенкой должен быть равен нулю (SC = 0).
Окончательно критерий для определения границы между пробковым и кольцевым режимами течения имел вид:
где FE — объемная доля капелек жидкости в газовом потоке; vC — действительная скорость газового ядра, которая с учетом принятых ограничений была получена из уравнения (7) и имела вид (формула 9).
Однако попытки авторов [2] привести к единообразию критерии перехода на границах других режимов течения в вертикальном трубопроводе не увенчались успехом. Для прогнозирования границ между пробковым и пузырьковым, а также между пробковым и дисперсно-пузырьковым режимами авторы унифицированной модели использовали критерии, основанные на механистических принципах, изложенных в модели Ансари [13].
Совершенствование методов унификации гидродинамических критериев для прогнозирования структуры течения в вертикальных скважинах
Если предположить, что изменение параметров структуры газожидкостного течения происходит монотонно (не скачкообразно), то вероятно, что на границе трансформации потока действительные объемные содержания жидкости и газа со стороны изменяющихся режимов течения должны быть равны. В качестве дальнейшего совершенствования унифицированного подхода, приведенного в работе [2], авторами статьи предлагается использование уравнения сохранения количества движения (7) для моделирования границ перехода между пробковым и пузырьковым, а также пробковым и дисперсно-пузырьковым режимами газожидкостного течения в вертикальном трубопроводе.
Характерной особенностью дисперсно-пузырькового режима течения является отсутствие проскальзывания фаз [1]. Поэтому в качестве условия на границе пробкового и дисперсно-пузырькового режимов газожидкостного течения можно принять равенство действительного объемного содержания жидкости в пробковой структуре (жидкостная пробка плюс жидкостная пленка) и объемного содержания жидкости в канале без учета проскальзывания фаз. Условие перехода пробкового в дисперсно-пузырьковый режим течения будет иметь вид:
Характерной особенностью дисперсно-пузырькового режима течения является отсутствие проскальзывания фаз [1]. Поэтому в качестве условия на границе пробкового и дисперсно-пузырькового режимов газожидкостного течения можно принять равенство действительного объемного содержания жидкости в пробковой структуре (жидкостная пробка плюс жидкостная пленка) и объемного содержания жидкости в канале без учета проскальзывания фаз. Условие перехода пробкового в дисперсно-пузырьковый режим течения будет иметь вид:
где
— действительное объемное содержание жидкости в пробковой структуре течения; HLS — действительное объемное содержание жидкости в жидкостной пробке, рассчитанное по методике, приведенной в работе [17];
— действительное объемное содержание жидкости в дисперсно-пузырьковой структуре течения; lu — сумма длин жидкостной пробки и жидкостной пленки. Длина жидкостной пленки может быть получена из базового уравнения (7) в виде (формула 11):
Используя выражение для расчета действительного объемного содержания газа в пузырьковом режиме течения, можно записать условие перехода от пробкового к пузырьковому режиму течения в виде:
где lF — длина жидкостной пленки в пробковом режиме течения, определяется из уравнения (11);
— действительное объемное содержание газа в пузырьковой структуре течения;
— действительное объемное содержание газа в пробковой структуре течения; V∞ — скорость дрейфа пузырька газа.
На рисунке 4 приведено сопоставление расчетных границ «А» и «В», полученных с учетом условий (10) и (12) и экспериментальных данных [12].
Рис. 4. Сопоставление расчетных и экспериментальных (работа [12]) границ режимов газожидкостного течения в вертикальной скважине (диаметр трубы D = 0,051 м; T = температура 20 °С; давление P = 0,15 МПа)
Решена проблема полной унификации гидродинамической модели течения газожидкостной смеси в скважинах [2]. В статье предложен новый концептуальный подход в получении критериев трансформации на границе «пробкового — пузырькового» и «пробкового — дисперсно-пузырькового» режимов течения на основе гипотезы о монотонности изменения действительного объемного содержания жидкости и газа на границе переходов между структурами потока. Верификация по применению предложенной гипотезы для получения критериев перехода на основе уравнений сохранения массы и количества движения для жидкости и газа осуществлялась путем сопоставления расчетных границ «пробкового — пузырькового» и «пробкового — дисперсно-пузырькового» режимов течения с экспериментальными данными [12] и результатами расчета других
исследователей [13] (рис. 4).
исследователей [13] (рис. 4).
На сегодняшний день известно большое количество различных научных подходов и концепций, применяемых для прогнозирования структуры газожидкостных течений в вертикальных скважинах. К сожалению, многие из них имеют определенные недостатки. Большинство эмпирических подходов [3–9] не только не обладает требуемой точностью, но и имеет определенные ограничения в использовании, поскольку не учитывает весь диапазон изменения промысловых параметров, определяющих структуру газожидкостных течений. Механистические модели прогнозирования структуры газожидкостного потока [10–15] основаны на более глубоком понимании природы газожидкостных течений в трубопроводах, но при этом условия структурных переходов определяются на базе полуэмпирических корреляций, численные коэффициенты которых адаптированы для газожидкостного течения «вода–воздух». Поэтому нельзя утверждать, что результаты прогнозирования структуры потока с помощью приведенных выше механистических критериев обладают высокой степенью достоверности в широком диапазоне физическо-химических свойств пластовых флюидов.
Авторы статьи устранили данный недочет. С целью повышения достоверности прогнозирования условий структурного перехода на границах «пробковый — пузырьковой» и «пробковый — дисперсно-пузырьковой» для режимов восходящего вертикального течения «нефть–газ» в статье были разработаны новые критерии, основанные на решении уравнения сохранения количества движения газожидкостного потока (уравнение (11)), в котором отсутствуют эмпирические коэффициенты, полученные для условия «водо-воздушного» течения. По сути, уравнение (11)
воплотило в себе условия существования пробкового режима течения в широком диапазоне физико-химических свойств пластовых флюидов и поэтому рассматривалось в качестве базы для разработки достоверных критериев прогнозирования перехода от пробковой газожидкостной структуры к другим режимам течения.
Авторы статьи устранили данный недочет. С целью повышения достоверности прогнозирования условий структурного перехода на границах «пробковый — пузырьковой» и «пробковый — дисперсно-пузырьковой» для режимов восходящего вертикального течения «нефть–газ» в статье были разработаны новые критерии, основанные на решении уравнения сохранения количества движения газожидкостного потока (уравнение (11)), в котором отсутствуют эмпирические коэффициенты, полученные для условия «водо-воздушного» течения. По сути, уравнение (11)
воплотило в себе условия существования пробкового режима течения в широком диапазоне физико-химических свойств пластовых флюидов и поэтому рассматривалось в качестве базы для разработки достоверных критериев прогнозирования перехода от пробковой газожидкостной структуры к другим режимам течения.
1. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.
2. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified Model for GasLiquid Pipe Flow via Slug Dynamics. Part 1: Model Development. Journal of Energy Resources Technology, 2003, Vol. 125, issue 4, P. 266–273. (In Eng).
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, 2003. 816 с.
4. Duns H.Jr., Ros N.C.J. Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells. 6-th World petroleum congress Petroleum, 1963, P. 451–465. (In Eng).
5. Orkiszewski J. Predicting two-phase pressure drops in vertical pipes. Journal of Petroleum Technology, 1967, Vol 19, issue 06, P. 829–838. (In Eng).
6. Aziz K., Govier G.W., Fogarasi M. Pressure drop in wells producing oil and gas. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1972, Vol. 11, issue 3, P. 38. (In Eng).
7. Chierici G.L., Ciucci G.M., Sclocchi G. Two-phase vertical row in oil wells-prediction of pressure drop. Journal of Petroleum Technology, 1974, Vol. 26, issue 8, P. 927–938. (In Eng).
8. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983. 455 с.
9. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of two-phase flow in inclined pipes. Journal of Petroleum Technology, 1973, Vol. 25, issue 05, P. 607–617. (In Eng).
10. Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells.
SPE Production Engineering, 1988, Vol. 3, issue 2, P. 263–272. (In Eng).
11. Hasan A.R., Kabir C.S. Predicting multiphase flow behavior in a deviated well. SPE Production Engineering, 1988, Vol. 3, issue 4, P. 474–482. (In Eng).
12. Taitel Y.M., Barnea D., Dukler A.E. Modeling flow pattern transitions for steady upward gas-liquid flow in vertical tubes. AIChe Journal, 1980, Vol. 26, issue 3, P. 345–354. (In Eng).
13. Ansari A.M., Sylvester N.D., Cem Sarica et al. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores. SPE Production Engineering, 1994, Vol. 9, issue 2, P. 143–151. (In Eng).
14. Caetano E.F., Shoham O., Brill J.P. Upward vertical two-phase flow through an annulus – Part I: Single-phase friction factor taylor bubble-rise velocity and flow-pattern prediction. Journal of Energy Resources Technology, 1992, Vol. 114, issue 1, P. 1–13. (In Eng).
15. Caetano E.F., Shoham O., Brill J.P. Upward vertical two-phase flow through an annulus – Part II: Modeling bubble, slug and annular flow. Journal of Energy Resources Technology, 1992, Vol. 114, P. 14–30. (In Eng).
16. Gokdemir O.M. Transient Drift Flux Model for Wellbores. Ph.d. dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 1992. (In Eng).
17. Михайлов В.Г., Пашали А.А. Совершенствование методов расчета газожидкостной пробковой структуры течения в промысловых трубопроводах // Нефтегазовое дело. 2023. № 6. С. 88–95.
2. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified Model for GasLiquid Pipe Flow via Slug Dynamics. Part 1: Model Development. Journal of Energy Resources Technology, 2003, Vol. 125, issue 4, P. 266–273. (In Eng).
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, 2003. 816 с.
4. Duns H.Jr., Ros N.C.J. Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells. 6-th World petroleum congress Petroleum, 1963, P. 451–465. (In Eng).
5. Orkiszewski J. Predicting two-phase pressure drops in vertical pipes. Journal of Petroleum Technology, 1967, Vol 19, issue 06, P. 829–838. (In Eng).
6. Aziz K., Govier G.W., Fogarasi M. Pressure drop in wells producing oil and gas. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1972, Vol. 11, issue 3, P. 38. (In Eng).
7. Chierici G.L., Ciucci G.M., Sclocchi G. Two-phase vertical row in oil wells-prediction of pressure drop. Journal of Petroleum Technology, 1974, Vol. 26, issue 8, P. 927–938. (In Eng).
8. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983. 455 с.
9. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of two-phase flow in inclined pipes. Journal of Petroleum Technology, 1973, Vol. 25, issue 05, P. 607–617. (In Eng).
10. Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells.
SPE Production Engineering, 1988, Vol. 3, issue 2, P. 263–272. (In Eng).
11. Hasan A.R., Kabir C.S. Predicting multiphase flow behavior in a deviated well. SPE Production Engineering, 1988, Vol. 3, issue 4, P. 474–482. (In Eng).
12. Taitel Y.M., Barnea D., Dukler A.E. Modeling flow pattern transitions for steady upward gas-liquid flow in vertical tubes. AIChe Journal, 1980, Vol. 26, issue 3, P. 345–354. (In Eng).
13. Ansari A.M., Sylvester N.D., Cem Sarica et al. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores. SPE Production Engineering, 1994, Vol. 9, issue 2, P. 143–151. (In Eng).
14. Caetano E.F., Shoham O., Brill J.P. Upward vertical two-phase flow through an annulus – Part I: Single-phase friction factor taylor bubble-rise velocity and flow-pattern prediction. Journal of Energy Resources Technology, 1992, Vol. 114, issue 1, P. 1–13. (In Eng).
15. Caetano E.F., Shoham O., Brill J.P. Upward vertical two-phase flow through an annulus – Part II: Modeling bubble, slug and annular flow. Journal of Energy Resources Technology, 1992, Vol. 114, P. 14–30. (In Eng).
16. Gokdemir O.M. Transient Drift Flux Model for Wellbores. Ph.d. dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 1992. (In Eng).
17. Михайлов В.Г., Пашали А.А. Совершенствование методов расчета газожидкостной пробковой структуры течения в промысловых трубопроводах // Нефтегазовое дело. 2023. № 6. С. 88–95.
Михайлов В.Г., Волков М.Г.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
ООО «РН-Технологии» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Москва, Россия
mikhaylovvg@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
ООО «РН-Технологии» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Москва, Россия
mikhaylovvg@bnipi.rosneft.ru
Прогнозирование структуры течения жидкость–газ; принципы унификации моделирования газожидкостных течений; приведение к единообразию уравнений сохранения количества движения для прогнозирования всех структур течения и алгоритмов расчета гидравлических потерь на вертикальных участках нефтяных скважин.
принципы прогнозирования режимов течения, структура потока, газожидкостное течение, пузырьковый режим, дисперсно-пузырьковый режим, унифицированная модель, вертикальная скважина, механистическое моделирование, изменение режима течения, уравнения сохранения количества движения жидкости и газа
Михайлов В.Г., Волков М.Г. Развитие методов прогнозирования структуры потока на вертикальных участках нефтяных скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 100–105. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-100-105
23.09.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-100-105
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-100-105
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88