Моделювання гідравлічних втрат в свердловинах при проєктуванні процесів інтенсифікації

Abstract

Розглянуто питання моделювання процесів інтенсифікації нафтогазових свердловин із використанням програмного комплексу. Інтенсифікація є ключовим етапом підвищення ефективності видобутку вуглеводнів, а точні гідравлічні розрахунки відіграють важливу роль у забезпеченні безпечності та оптимізації технологічних операцій. Представлено алгоритм виконання розрахунків гідравлічних втрат із детальним описом особливостей процесу, зокрема застосування гнучких насосно-компресорних труб. Розрахункова модель дозволяє проводити гідравлічні розрахунки в реальному часі та виконувати динамічні симуляції з урахуванням різних реологічних моделей (Newtonian, Power Law, Бінгама, Гершеля-Булклі). Проведено аналіз гідравлічних втрат при закачуванні рідини в трубний простір ГНКТ Ø44,5 мм та виході в затрубний простір між НКТ Ø73 мм і ГНКТ Ø44,5 мм. Розрахунки виконано для різних технологічних рідин (прісної та пластової води) та при зміні товщини стінок труб. Результати показали, що зменшення товщини стінки гнучких насосно-компресорних труб до 3,18 мм забезпечує мінімальні гідравлічні втрати, тоді як використання пластової води збільшує їх на 5–6 % порівняно з прісною через більшу густину. Встановлено, що неоднорідність геометрії труби (різнопрохідна конструкція) призводить до додаткових втрат порівняно з трубами постійного перерізу. Отримані дані підтверджують доцільність оптимізації конструкції труб та вибору робочої рідини для зниження енергетичних витрат і підвищення ефективності процесів інтенсифікації свердловин.

The work is devoted to the modeling of well stimulation processes using a specialized software package. Well stimulation is a critical stage in improving hydrocarbon production efficiency, where accurate hydraulic calculations play a key role in ensuring operational safety and optimizing technological processes. The study presents an algorithm for calculating hydraulic losses with a detailed description of process features, particularly the application of coiled tubing system. The computational model enables real-time hydraulic calculations and dynamic simulations, incorporating various rheological models such as Newtonian, Power Law, Bingham, and Herschel–Bulkley. Hydraulic loss analysis was performed for fluid injection into the coiled tubing with the diameter Ø44.5 mm and subsequent flow into the annular space between tubing Ø73 mm and coiled tubing Ø44.5 mm. Calculations were carried out for different technological fluids (fresh water and formation water) and under varying coiled tubing wall thickness conditions. The results demonstrate that reducing coiled tubing wall thickness to 3.18 mm ensures minimal hydraulic losses, while the use of formation water increases losses by 5–6 % compared to fresh water due to its higher density. Furthermore, non-uniform coiled tubing geometry (gradual transition from thicker to thinner walls) introduces additional hydraulic resistance compared to constant-wall designs. Obtained results confirm the importance of optimizing tubing geometry and fluid selection to reduce energy consumption and enhance operational efficiency during well intensification.