А вы уверены что фактический перепад в трубе получен после хотябы поршневания? Может эти 9 кгс получены за счет штуцера в трубе в виде отложений АСПО либо куска "фуфайки"?

Вязкость 50 сПз для "высокосмолистая и высокопарафинистая" звучит как значение для пластовых условий, здесь нет ошибки?

А Вы топологию сети полностью задаёте? Компенсаторы там?

GAP рассчитывает долю трубы занятую фазами (HOLDUP) исходя из PVT состояния системы. Там вы и узнаете заполнена ли труба жидкостью полностью или нет. После определения HOLDUP делается расчет потерь давления при заданном распределении фаз в сечении трубы.

Beskill пишет:

Коллеги, добрый день.

Столкнулся с проблемой моделирования многофазного потока в статическом симуляторе (PetEx GAP). Исходные данные - труба практически горизонтальная, протяженность около 10 км, внутренний диаметр 253мм, расход жидкости 1000 м3/сут, ГФ 50 м3/сут, обводненность 63%. Вязкость нефти 50 мПас  (параметры флида обоснованны на основании 26 глубинных проб). Суть проблемы - фактический перепад на участке трубы 9 ат, по модели 0.7 атм. Я думаю, ГЭП принимает, что труба полностью заполнена и расчитывает скорость потока как 0.25 м/с. Из-за этого расчетные значения потери напора на трение достаточно малы. Манипуляции с коэффициентом трения/смены корреляции МФП из-за маленьких скоростей эффекта не дают. По эмульсии на этом участке исследований нет. Грубая настройка сужением диаметра или вводом искуственных местных сопротивлений приводит к существенному завышению давления на прогнозе при увеличении перечиваемого объема.

Вопрос - какие подходы вы используете при настройке незаполненных трубопроводов. Интересно, на что расходуется напор в реальном трубопроводе?

Добрый день! Есть возможность отобрать пробу на эмульсию? Вероятнее всего, дело в этом. В случае, если ВНЭ имеет высокую агрегативную устойчость из-за состава АСП и других компонентов-стабилизаторов, то при плотности воды близкой к пресной, у нее точка инверсии фаз (критическая обводненность, после которой резко снижается вязкость эмульсии) будет пребывать в диапазоне от 70 до 80% обводненности. В виду того, что реологическая кривая вязкости от обводненности имеет степенную или экспоненциальную зависимость, то при 63% обводненности при такой высокой вязкости нефти и с учетом того, что поток в трубе имеет явно невысокую температуру, то вязкость ВНЭ, скорее всего, высокая. В принципе, это нетрудно спрогнозировать и принять в расчетах (Сперва просчитать вязкость эмульсии, а затем просчитать инверсию и вставить это значение вязкости в расчет), а еще лучше отобрать пробу и просто даже хотя бы визуально ее посмотреть и уже станет понятно ВНЭ там или нет. Или можно прогнать данную пробу на воронке Марша и пересчитать через условную вязкость на кинематическую и далее на динамическую. И да, в ПО частенько зашивается алгоритм по расчету вязкости жидкости, обычно принимается, что после 50% обв. происходит фазовая инверсия и тип эмульсии меняется с в/н на н/в. Т.е. после 50% ПО по алгоритму считает, что там вода, а не эмульсия илли жидкость с вязкостью ближе как к воде. Также есть формулы, особенно зарубежные, где при поиске точке инверсии закладывается вязкость нефти и это дает ошибочный прогноз, особенно чем выше вязкость, тем раньше наступает инверсия, на деле это не так. Вопрос в том, что там зашито. Именно по этой причине, скорее всего, у Вас выдает такие некорректные данные при расчете. 

Beskill пишет:

Коллеги, добрый день.

Столкнулся с проблемой моделирования многофазного потока в статическом симуляторе (PetEx GAP). Исходные данные - труба практически горизонтальная, протяженность около 10 км, внутренний диаметр 253мм, расход жидкости 1000 м3/сут, ГФ 50 м3/сут, обводненность 63%. Вязкость нефти 50 мПас  (параметры флида обоснованны на основании 26 глубинных проб). Суть проблемы - фактический перепад на участке трубы 9 ат, по модели 0.7 атм. Я думаю, ГЭП принимает, что труба полностью заполнена и расчитывает скорость потока как 0.25 м/с. Из-за этого расчетные значения потери напора на трение достаточно малы. Манипуляции с коэффициентом трения/смены корреляции МФП из-за маленьких скоростей эффекта не дают. По эмульсии на этом участке исследований нет. Грубая настройка сужением диаметра или вводом искуственных местных сопротивлений приводит к существенному завышению давления на прогнозе при увеличении перечиваемого объема.

Вопрос - какие подходы вы используете при настройке незаполненных трубопроводов. Интересно, на что расходуется напор в реальном трубопроводе?

Добрый день! Есть возможность отобрать пробу на эмульсию? Вероятнее всего, дело в этом. В случае, если ВНЭ имеет высокую агрегативную устойчость из-за состава АСП и других компонентов-стабилизаторов, то при плотности воды близкой к пресной, у нее точка инверсии фаз (критическая обводненность, после которой резко снижается вязкость эмульсии) будет пребывать в диапазоне от 70 до 80% обводненности. В виду того, что реологическая кривая вязкости от обводненности имеет степенную или экспоненциальную зависимость, то при 63% обводненности при такой высокой вязкости нефти и с учетом того, что поток в трубе имеет явно невысокую температуру, то вязкость ВНЭ, скорее всего, высокая. В принципе, это нетрудно спрогнозировать и принять в расчетах (Сперва просчитать вязкость эмульсии, а затем просчитать инверсию и вставить это значение вязкости в расчет), а еще лучше отобрать пробу и просто даже хотя бы визуально ее посмотреть и уже станет понятно ВНЭ там или нет. Или можно прогнать данную пробу на воронке Марша и пересчитать через условную вязкость на кинематическую и далее на динамическую. И да, в ПО частенько зашивается алгоритм по расчету вязкости жидкости, обычно принимается, что после 50% обв. происходит фазовая инверсия и тип эмульсии меняется с в/н на н/в. Т.е. после 50% ПО по алгоритму считает, что там вода, а не эмульсия илли жидкость с вязкостью ближе как к воде. Также есть формулы, особенно зарубежные, где при поиске точке инверсии закладывается вязкость нефти и это дает ошибочный прогноз, особенно чем выше вязкость, тем раньше наступает инверсия, на деле это не так. Вопрос в том, что там зашито. Именно по этой причине, скорее всего, у Вас выдает такие некорректные данные при расчете. 

В такой задаче для вязкости нефти 50 cP, длине трубы 10 км диаметром 0.253 метра перепад давления по длине всего лишь 0.357 bar. Труба заполнена на 84% жидкостью, остальное газ (задал GOR 40 m3/m3).

Вариант с локальными потерями на фуфайке :)

Картинки ничего не значат, просто для фана.

Beskill пишет:

Да, в моем случае заполняемость 0.96-0.97. Меня интересует, что происходит в реальности при таких низких расходах в трубе. Действительно ли там полная заполняемость или зеркало жидкости?Не могу найти литературу по гидравлике в незаполненных трубах.

Неполная заполняемость приводит к стратифицированному течению, когда рассматривается течение двух фаз.

Что происходит с потерями на трение в этом случае также известно,

Чем ниже скорость движения жидкости (Vsl) - это каждая черная линия - тем ниже потери dp/dL.

Увеличить потери давления по длине можно только увеличением шероховатости трубы, увеличением вязкости, уменьшением диаметра либо введением локального фильтрационного сопротивления (условный штуцер).

В моем примере режим течения Strarified Smooth, которое характеризуется самыми скромными потерями давления.

По расчету вязкости эмульсий имеется более 100 формул. Основные описаны в данных источниках:

1. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных смесей. - М.: «Недра», 1980. – 116 с.
2. Сахаров В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / В.А. Сахаров, М.А. Мохов. – М.: Нефть и газ, 2004. – 391 с.
3. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. – М.: Недра, 1987 г. ‒ 144с.
4. Faroughi, S.A., Huber, C. (2015). A generalized equation for rheology of emulsions and suspensions of deformable particles subjected to simple shear at low Reynolds number. In: Rheologica Acta, Issue 2: 85-108.
5. Bonizzi, M. (2003). Transient One-Dimensional Modelling of Multiphase slug Flows. Ph.D. Thesis. Department of Mechanical Engineering, Imperial College London.
6. Ngan, K.H. (2010). Phase Inversion in dispersed liquid-liquid pipe flow. Ph.D. Thesis, Department of Chemical Engineering, University College London.
7. Alboudwarej H., Shahraki A., et.al. (2007). Rheology of Heavy-Oil Emulsions/ SPE Production & Operations: 285-293.
8. Tadros, T.F. (2013). Emulsion formation, stability, and Rheology. Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA: 1-76.
9. Вяткин К.А., Зарубин Д.С. Моделирование вязкости водонефтяных эмульсий при проведении гидравлических расчётов. – MASTER’S JOURNAL,  2016 г. – c. 209-220.
10. Poletto, M., Joseph, D.D. (1995). The Effective Density and Viscosity of a Suspension. In: J. Rheology, 39(2): 323-343.
11. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/ Под ред. М.Д. Валеева. − М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 г. − 303 с.: ил.
12. Валовский В.М. Эксплуатация скважин установками электропогружных центробежных насосов на нефтяных месторождениях Татарстана. – М.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2018. – 472 с.

От себя рекомендую использовать формулу Воловодова-Иктисанова по [2]. Диаметр капель варьируется в зависимости от способа эксплуатации скважин (например, при УЭЦН - 7-12 мкм, УШГН - 20-30 мкм. С учетом того, что в трубах уже идет влияние коалесценции капель, то данные значения могут быть увеличены).

По расчету точки инверсии фаз (т.н. критической обводненности) формул не так много. В основном, можно ознакомиться с данными лит.источниками: 

1. Ngan K.H. Phase Inversion in dispersed liquid-liquid pipe flow // Ph.D. Thesis, Department of Chemical Engineering, University College London. – 2010.
2. Odozi U.A. Three-phase gas/liquid/liquid slug flow: Ph.D. Thesis. – Imperial College, London, UK. – 2000.
3. Ioannou K. Phase inversion phenomenon in horizontal dispersed oil/water pipeline flows: PhD Thesis. – London: University College London, 2006. – 377 p.
4. Arirachakaran S., Oglesby K.D., Malinowsky M.S. et al., An analysis of oil/water flow phenomena in horizontal pipes, SPE-18836-MS, 1989, DOI: http://dx.doi.org/10.2118/18836-MS
5. Фот К.С., Вахрушева Н.О., Чиркова С.П. и др. Факторы, влияющие на смещение точки инверсии фаз
   и вязкость водонефтяных эмульсий в нефтепромысловых системах // Нефтяное хозяйство. - 2021. - №10. - С.116, DOI: 10.24887/0028-2448-2021-10-116-121

В свое время были апробированы данные формулы. При условии, что эмульсия имеет высокую агрегативную устойчивость, и с течением времени не расслаивается (стабильна), рекомендовал бы использовать формулу, выведенную в источнике [5]. Средняя абс. погрешность - 3,6%, ср.относительная погрешность - 5,9%.

Собственно, таким образом выглядит прогноз вязкости с учетом всех учтенных параметров (которые корректируются по давлению, температуре, скорости потока и т.д.) и с учетом отсечки реологической кривой по критической обводненности (точке инверсии фаз):

Желательно уточнить несколько вопросов перед рассмотрением вариантов увеличения перепада давления (для подготовки действенных мероприятия по удалению этого ограничения):
• Рост давления произошел недавно или был с самого начала эксплуатации нефтесбора?
• Что происходит на других линейных участках или кустах, похожая картина или там перепад давления минимален?
• Есть ли «сезонность» роста давления (летом меньше, зимой больше)?
• Есть ли взаимосвязь со скважинами, например запуск новой скважины из бурения или вывод из БД после ремонта?
• График температуры жидкости на этом участке (вход – выход), например за последние 6 месяцев?
• График давления на этом участке (вход – выход), например за последние 6 месяцев?

По постам выше представляется, что рост давления наблюдается последние 4 месяца. Из того можно предположить резкое изменение условий течения в трубопроводе. Рассмотрим варианты «аномального» роста давления в нефтесборе:
1. Штуцирование трубы – возможно за короткий срок по причине нахождения в трубопроводе посторонних предметов (фуфайка, рукавицы и прочее) или образование наледи на стенках трубы или накопление ледяной щуги.
2. Увеличение шероховатости трубы происходит постепенно – вычеркиваем.
3. Сужение диаметра трубопровода по причине осадка асфальтенов/парафинов возможно, но опять же этот процесс происходит постепенно или основным инициатором этого процесса может быть запуск в добычу нового объекта/пласта.
4. Увеличение вязкости жидкости по причине образования водо-нефтяной эмульсии возможно за короткий срок, как уже упоминалось влияние обводнённости продукции и температуры жидкости.

Мне нравится вариант 3 у Voron4m. И быстрым может быть гидрат.

Но, как инженер, скажу Вам, Вы нифига не знаете что моделируете и что-то моделируете. Соберите все данные по трубопроводу и потоку, в конце концов.

Так в чем фишка? В чем проблема была?

Не думаю что изменения в рельефе так сильно влияет на падение давления. Но я могу предполагать что модельеры заматчили через вязкость эмульсии такое огромное падение давления.

Надо бы только воду прогнать чтобы точно убедиться что внутри фуфайка не лежит