ВВЕДЕНИЕ Определение профиля притока с разделением на фазы в вертикальных скважинах с низким дебитом является важным аспектом геофизических исследований, особенно в контексте нефтегазодобычи. Этот процесс включает в себя определение пористости, проницаемости и флюидонасыщенности коллекторов в пределах резервуара, основанное на данных непосредственных или косвенных определений указанных физических свойств по конкретным типам горных пород. Профили притока и источников обводнения скважин могут быть определены с помощью разнорежимных исследований, включая исследования в остановленных и работающих скважинах, а также в процессе вызова притока. Вертикальные скважины с низким дебитом могут иметь сложные характеристики, такие как низкая проницаемость, неконсолидированные породы, подгазовые зоны, представленные высоковязкой нефтью и т.д. Определение профиля притока с разделением на фазы в таких скважинах может помочь в улучшении эффективности добычи и повышении коэффициента извлечения. Технологии бурения и заканчивания скважин, такие как использование фильтров с максимально приближенными к внутрискважинным свойствами, могут быть использованы для повышения эффективности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальной части ствола и ограничения перераспределения запасов в низкопроницаемых коллекторах. Использование современных методов и услуг, таких как современное оборудование и информационные технологии, может помочь в получении точных данных и определении профилей притока с разделением на фазы в вертикальных скважинах с низким дебитом. 1 Теоретические основы многофазного потока 1.1 Основные понятия Вероятно, наиболее характерной особенностью многофазного потока является изменение физического распределения фаз в скважине. В этом случае говорят об изменении режима течения многофазного потока, который зависит от относительной величины сил, действующих на флюиды. Массовые и поверхностные силы меняются в зависимости от дебита и свойств флюидов, диаметра и наклона трубы. В одной скважине может наблюдаться несколько различных режимов потока, поскольку давление и температура в разных частях скважины неодинаковы. Особенно сильно от режима потока зависит изменение градиента давления. Именно поэтому очень важно правильно предсказать режим потока, зная значения некоторых его параметров. Многофазный поток в скважинах представляет собой течение нефти, газа и воды с различными полями скорости на каждом этапе одновременно. Этот поток является обычным явлением в нефтегазовой отрасли, особенно в системах сбора, где жидкость, вытягиваемая из скважин, еще не обработана. Основные понятия, связанные с многофазным потоком, включают: 1. Фазовое поведение: Определяет, как различные фазы взаимодействуют друг с другом в многофазном потоке. 2. Модель нелетучей нефти: Описывает свойства и поведение нелетучей нефти в многофазном потоке. 3. Физические свойства флюидов: Определяют свойства газа, нефти и воды, такие как плотность, вязкость и поверхностное натяжение. 4. Газожидкостное равновесие: Определяет состояние равновесия между газом и жидкостью в многофазном потоке. 5. Корреляции для многофазного восходящего потока: Представляют собой математические модели, помогающие определить характеристики многофазного потока, такие как градиент давления. 6. Методы прогнозирования характеристик потока: Включают различные подходы и модели для предсказания поведения многофазного потока в скважинах. 7. Измерительная система: Определяет инструменты и методы для измерения параметров многофазных потоков, таких как скорость потока, плотность газа и т.д.. Изучение этих основных понятий и методов прогнозирования является ключевым направлением нефтегазовой инженерии, особенно в сфере нефтегазовой промышленности, нефтехимии и атомной энергетики. 1.2 Существует несколько Карты режимов течения типов карт режимов течения, которые используются для описания многофазного потока. Некоторые из них включают: Карты режимов течения для многофазного потока помогают определить различные типы течения, такие как пузырьковый, пробковый и кольцевой. Эти режимы течения характеризуются различными параметрами, такими как скорость потока, давление и объемное содержание газа и жидкости. 1. Пузырьковый режим: Пузырьковый поток характеризуется равномерным распределением газовой фазы в виде отдельных пузырьков в непрерывной жидкой фазе. В зависимости от того, присутствует или нет эффект проскальзывания, пузырьковый поток подразделяют на аэрированный и рассеянный пузырьковый режимы течения. В аэрированном потоке благодаря эффекту проскальзывания крупных пузырьков относительно немного и движутся они быстрее жидкой фазы. В рассеянном пузырьковом режиме потока многочисленные мелкие пузырьки переносятся жидкой фазой без проскальзывания 2. Пробковый режим: Пробковый режим многофазного потока характеризуется тем, что жидкая фаза течет в виде снарядов, окруженных газовой фазой. В этом режиме, жидкая фаза образует пробки, которые перемешиваются с газовой фазой, образуя смесь. Этот режим течения может наблюдаться в скважинах, где нет достаточного давления для поддержания более сложных структурных форм, таких как пузырьковый или расслоенный режим. 3. Кольцевой режим: В кольцевом потоке газовая фаза в центральном (относительно оси) ядре является непрерывной; фаза жидкости, представленная тонкой пленкой на стенках трубы и рассеянными в газовом ядре капельками жидкости, движется в восходящем направлении. Если скорость газового потока в ядре высока, в нем рассеивается большее количество жидкости, поэтому на стенках трубы остается лишь незначительная по толщине пленка. Для кольцевого режима потока важными параметрами являются сила касательного напряжения между фазами и доля жидкости, захваченная газом. 4. Эмульсионный режим: Эмульсионный поток представляет из себя хаотичное движение газа и жидкости, при котором форма пузырьков Тейлора и пробок жидкости искажается. Ни одна из фаз не является непрерывной. Непрерывность жидкости в пробке постоянно нарушается из-за высокой концентрации в ней газа. Для эмульсионного режима потока характерны колебательные движения или движения с переменным направлением. Карты режимов течения помогают определить характеристики потока и позволяют прогнозировать его поведение в различных условиях. Они могут быть представлены в виде графиков, таблиц или диаграмм, которые помогают анализировать и интерпретировать данные о потоке. Карты режимов течения многофазного потока могут помочь в улучшении эффективности добычи нефти и газа, а также в повышении коэффициентов извлечения. Они могут быть использованы для определения оптимальных режимов работы скважин, а также для оценки влияния различных факторов на многофазный поток в скважинах. 1.3 Градиент давления и объемная доля Градиент давления для однофазного потока можно модифицировать для многофазного потока, представив флюиды в виде некой однородной смеси. То есть 𝑑𝑝 𝑑𝐿 = 𝑓𝑝𝑓𝑣2𝑓 2𝑑 + pfgsin𝜃 + 𝑝𝑓𝑢𝑓 𝑑𝑢𝑓 𝑑𝐿 где параметры плотности такой смеси pj и скорости потока смеси vj трактуются разными исследователями по-разному. При восходящем потоке в вертикальной скважине (в = 9 0 °, s i n # = 1, dL = dZ) уравнение сводится к виду: ( 𝑑𝑝 𝑑𝑝 𝑑𝑝 𝑑𝑝 ) общ = ( ) трения + ( ) грав + ( ) ускр 𝑑𝑍 𝑑𝑍 𝑑𝑍 𝑑𝑍 Для расчета составляющей градиента давления по трению необходимо вычислить двухфазный коэффициент трения (коэффициент трения для двухфазного потока). Гравитационная составляющая градиента давления зависит от плотности двухфазной смеси, которую обычно определяют по уравнению: Ps = pL HL + pg( 1 - HL), Падение давления в восходящем потоке в основном определяется именно этой составляющей, за исключением случаев, когда скорость потока является очень высокой. Составляющей градиента давления по ускорению, как правило, можно пренебречь, ее учитывают лишь при высоких скоростях течения Чтобы рассчитать градиент давления для многофазного потока в трубах, используют те же принципы. Однако наличие дополнительной фазы усложняет вывод уравнения. На ранних стадиях исследования многофазный поток рассматривался как однородная смесь газа и жидкости. При этом не учитывалось, что газ, как правило, перемещается быстрее жидкости, т. е. не учитывался эффект проскальзывания. В результате чего занижались расчетные значения давления, поскольку прогнозное содержание жидкости в стволе скважины оказывалось меньшим, чем в действительности. Чтобы сделать поправку на эффект проскальзывания между фазами, существующие методы были усовершенствованы путем привлечения эмпирических корреляций для объемного содержания жидкости. Несмотря на то что значения объемного содержания жидкости и коэффициентов трения часто зависели от режима потока, который, в свою очередь, определялся по эмпирическим картам, флюиды в этих усовершенствованных методах по-прежнему рассматривались как однородные смеси. К сожалению, такой подход обычно не отражает реальной ситуации и прогнозирование характеристик потока получается неточным. При попытке повысить качество прогнозов был найден компромисс между эмпирическим и двухфазным подходами. Появился новый метод, который получил название феноменологического или механистического моделирования. Он позволяет моделировать более сложные свойства потока и прогнозировать режим потока, используя основные физические законы. Градиент давления для многофазного потока без учета режима потока и эффекта проскальзывания может быть вычислен с помощью уравнения градиента давления для однофазного потока, заменив свойства потока и жидкости на свойства смеси. В двухфазном потоке газ/жидкость вследствие разности плотностей фаз газ стремится двигаться вверх, в то время как жидкость стремится двигаться вниз относительно газовой фазы. Из формул градиента давления для одно- и двухфазного потока становится очевидно, что подъемный компонент исчезает при горизонтальном течении. Тем не менее, подъемный, или гидростатический, градиент, безусловно, самый важный из трех компонентов при вертикальном или наклонном потоке. Метод прогнозирования градиента без учета режима потока(не выделяются различные режимы потока) и эффекта проскальзывания. Плотность смеси рассчитывается на основе значения газового фактора, то есть принимается, что газ и жидкость движутся с одинаковой скоростью. Используется единственная корреляция для коэффициента трения в двухфазном потоке (так называемого двухфазного коэффициента трения). 𝑑𝑝 𝑓𝑝𝑛𝑣2𝑚 = + 𝑝𝑛𝑔 𝑑𝑍 2𝑑 Объемная доля многофазного потока в нефтегазовой промышленности определяется как отношение объемного расхода жидкости к общему объему. Этот показатель помогает определить расход каждой из фаз в многофазном потоке, таких как нефть, газ и вода. В многофазном потоке, объемная доля каждой фазы зависит от условий течения. Например, в пузырьковом режиме потока, объемная доля газа может быть значительно выше, чем в пробковом режиме. Определение объемной доли каждой фазы в многофазном потоке может быть выполнено с помощью различных методов, таких как: -Измерение расхода фаз: Этот метод использует ультразвуковые методы измерения расхода компонентов многофазных потоков в нефтегазовой промышленности. Он включает распознавание образов для идентификации режима потока и анализ измеренной информации в многофазных метод использует расходомерах. -Математическое моделирование: Этот математические модели для описания процесса течения многофазных потоков в однопоровых коллекторах. Он включает рассмотрение процесса массопереноса двухфазной жидкости и решение системы дифференциальных уравнений второго порядка. -Измерительная система: Этот метод использует специализированные измерительные устройства для определения объемной доли каждой фазы в многофазном потоке. Он включает использование косвенных методов статических и динамических измерений при измерении массы как товарной, так и сырой нефти. При движении газожидкостного потока вверх по скважине высокая подвижность газовой фазы приводит к тому, что газ перемещается быстрее жидкости вследствие меньшей плотности и вязкости газа. В установившихся условиях это приводит к тому, что поверхностная доля газовой фазы уменьшается, а поверхностная доля жидкой фазы увеличивается. Таким образом, в результате проскальзывания между газом и жидкостью объемная доля жидкой фазы в пласте оказывается больше, чем в том случае, если бы обе фазы двигались с одинаковой скоростью. Объемное содержание жидкости в этом случае можно рассчитать по доле поперечного сечения трубы, занятого жидкой фазой. Существуют различные полуэмпирические формулы, полученные на основе экспериментальных данных для некоторых режимов потока, которые используются для расчета разности скоростей газовой и жидкой фаз. Для прогнозирования объемного содержания жидкости, H i, подобраны эмпирические корреляции, применимые для многих режимов потока. В случае, когда скорости фаз одинаковы (то есть отсутствует проскальзывание), объемное содержание жидкости рассчитывают аналитически, опираясь на значения объемных дебитов в пластовых условиях (см. предыдущий раздел). То есть 𝜆𝐿 = 𝑞𝐿 𝑞𝐿 + 𝑞𝑔 где (ц —это суммарный дебит нефти и воды для модели нелетучей нефти (для композиционной модели он задается уравнением 𝑞𝐿 = 𝜔𝑡(1 − 𝑥𝑔) 𝑝𝐿 Если при использовании композиционной модели необходимо учесть присутствие пластовой воды, к дебиту нефти или конденсата необходимо добавить дебит воды. Поскольку при отсутствии эффекта проскальзывания можно довольно точно определить объемное содержание жидкости, оно часто выступает в качестве коррелирующего коэффициента при расчете остальных параметров многофазного потока, например H i. Если по трубопроводу одновременно текут нефть и вода (как при наличии, так и в отсутствие газа), между этими жидкими фазами также может происходить проскальзывание. В этом случае, как правило, проскальзывание является небольшим, по сравнению с проскальзыванием, возникающим между газом и жидкостью. Однако при малых скоростях эффект проскальзывания может иметь достаточно большое значение, особенно при течении в горизонтальных трубах, где возможно существование расслоенного режима двухфазного потока. Предполагая, что между нефтью и водой проскальзывание отсутствует, доля нефти в жидкой фазе рассчитывается по формуле: 𝑓0 = 𝑞0 𝑞0 + 𝑞𝜔
