/// <summary>
/// Вычисление давления в самом низу сегмента (можно сказать "забой" сегмента) НКТ по барометрической формуле.
/// Гриценко стр. 117, 113, 140 (для обводненной скважины).
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Газовый поток сегмента трубы</param>
/// <param name="liquidFlow">Жидкостной поток сегмента трубы</param>
/// <param name="btmTemperature">Температура внизу сегмента (К)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public double CalcBottomPressure(GasFlow gasFlow, LiquidFlow liquidFlow, double btmTemperature)
{
double mixtureQ = Tubing.CalcMixtureRate(gasFlow, liquidFlow);
double Ptop = gasFlow.TopPressure;
gasFlow.BottomParametersDefinition(Ptop, btmTemperature);
double orientirS0 = CalcS0Coeff(gasFlow, liquidFlow);
double orientirTeta = CalcTetaCoeff(gasFlow, liquidFlow, orientirS0);
double orientirP = Math.Sqrt(Ptop * Ptop * Math.Exp(2 * orientirS0) + orientirTeta * mixtureQ * mixtureQ);
gasFlow.BottomParametersDefinition(orientirP, btmTemperature);
double Pbtm = 0;
for (int i = 0; i < 3; i++)
{
double s0 = CalcS0Coeff(gasFlow, liquidFlow);
double Teta = CalcTetaCoeff(gasFlow, liquidFlow, s0);
Pbtm = Math.Sqrt(Ptop * Ptop * Math.Exp(2 * s0) + Teta * mixtureQ * mixtureQ);
gasFlow.BottomParametersDefinition(Pbtm, btmTemperature);
}
return(gasFlow.BottomPressure);
}
/// <summary>
/// Вычисление расхода смеси (тыс.м3/сут)
/// при стандартных условиях T=293K P=0,101325МПа
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Газовый поток</param>
/// <param name="liquidFlow">Жидкостной поток</param>
/// <returns></returns>
public static double CalcMixtureRate(GasFlow gasFlow, LiquidFlow liquidFlow)
{
double gasQ = gasFlow.RateAtStandardConditions;
//Расход жидкости (тыс.куб.м/сут)
double liquidQ = liquidFlow.Rate * 0.001;
return(gasQ + liquidQ);
}
/// <summary>
/// Вычисление истинного газосодержания потока
/// Гриценка стр. 140
/// </summary>
/// <param name="flow">Газовый поток</param>
/// <param name="liquidRate">Расход жидкости (м3/сут)</param>
/// <returns></returns>
public static double CalcTrueFlowGasContent(GasFlow flow, double liquidRate)
{
double Qgop = flow.CalcRateAtOperatingConditions();
//Расход жидкости (тыс.куб.м/сут)
double Ql = liquidRate * 0.001;
double phi = Qgop / (Ql + Qgop);
return(phi);
}
/// <summary>
/// Вычисление параметра, связанного с истинным газосодержанием потока
/// Гриценко стр. 140
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Газовый поток</param>
/// <param name="liquidRate">Расход жидкости (м3/сут)</param>
/// <param name="liquidDensity">Плотность жидкости (кг/м3)</param>
/// <returns>Значение параметра</returns>
public static double CalcGasContentParameter(GasFlow gasFlow, double liquidRate, double liquidDensity)
{
double RHOgop = gasFlow.CalcDensityAtOperatingConditions();
double RHOl = liquidDensity;
double phi = CalcTrueFlowGasContent(gasFlow, liquidRate);
double gasContentParameter = phi + (1 - phi) * RHOl / RHOgop;
return(gasContentParameter);
}
/// <summary>
/// Вычисление коэффициента s для сухой скважины
/// Гриценко стр. 117
/// </summary>
/// <param name="flow">Поток</param>
/// <returns>Значение коэффициента s</returns>
private double CalcSCoeff(GasFlow flow)
{
double rho = flow.RelativeDensity;
double L = Depth;
double Z = flow.SupercompressibilityFactor;
double T = flow.AvgTemperature;
double s = (0.0683 * rho * L / (Z * T)) / 2;
return(s);
}
/// <summary>
/// Вычисление коэффициента s0 для обводнённой скважины
/// Гриценко стр. 140
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Поток</param>
/// <returns>Значение коэффициента s0</returns>
private double CalcS0Coeff(GasFlow gasFlow, LiquidFlow liquidFlow)
{
double rho = gasFlow.RelativeDensity;
double L = Depth;
double Z = gasFlow.SupercompressibilityFactor;
double T = gasFlow.AvgTemperature;
double gasContentParametr = Tubing.CalcGasContentParameter(gasFlow, liquidFlow.Rate, liquidFlow.Density);
double s0 = 0.03415 * gasContentParametr * rho * L / (Z * T);
return(s0);
}
/// <summary>
/// Вычисление коэффициента гидравлического сопротивления трубы (безразмерная)
/// Гриценко стр. 118
/// </summary>
/// <param name="flow">Поток, проходящий по трубе</param>
/// <returns>Значение коэффициента гидравлического сопротивления трубы (безразмерная)</returns>
public double CalcHydraulicResistance(GasFlow flow)
{
double Re = CalcReynoldsNumber(flow);
double eps = RelativeRoughness;
double m = 2.0; // для труб газовой промышленности
double denominator = m * m * Math.Log10(Math.Pow(6.81 / Re, 1.8 / m) + Math.Pow(7.41 / eps, 2 / m));
double HydraulicRes = 1.0 / denominator;
return(HydraulicRes);
}
/// <summary>
/// Вычисление коэффициента Рейнольдса (безразмерная)
/// Гриценко стр. 120
/// </summary>
/// <param name="flow">Поток, проходящий по трубе</param>
/// <returns>Значение коэффициента Рейнольдса (безразмерная)</returns>
private double CalcReynoldsNumber(GasFlow flow)
{
double K = 1777;
double Q = flow.RateAtStandardConditions;
double Rho = flow.RelativeDensity;
//Динамическая вязкость (мПа*с)
double Nu = flow.DynamicViscosity;
//Внутренний диаметр (м*10^-2)
double D = Diameter * 100;
double Re = K * Q * Rho / (D * Nu);
return(Re);
}
/// <summary>
/// Вычисление Тета коэффициента (сухая скважина)
/// Гриценко стр. 117
/// </summary>
/// <param name="flow">Поток протекающий по трубе</param>
/// <param name="pipe">Труба</param>
/// <returns>Значение Тета коэффициента</returns>
public double CalcTetaCoeff(GasFlow flow, double sCoeff = 0)
{
double Z = flow.SupercompressibilityFactor;
double T = flow.AvgTemperature;
double D = Diameter;
double s = sCoeff;
if (sCoeff == 0)
{
s = CalcSCoeff(flow);
}
double lambda = CalcHydraulicResistance(flow);
double Teta = 0.01413 * Math.Pow(10, -10) * Z * Z * T * T * (Math.Exp(2 * s) - 1) * lambda
/ Math.Pow(D, 5);
return(Teta);
}
/// <summary>
/// Вычисление Тета коэффициента (обводненнная скважина)
/// Гриценко стр. 141
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Поток протекающий по трубе</param>
/// <param name="pipe">Труба</param>
/// <returns>Значение Тета коэффициента</returns>
public double CalcTetaCoeff(GasFlow gasFlow, LiquidFlow liquidFlow, double s0Coeff = 0)
{
double Z = gasFlow.SupercompressibilityFactor;
double T = gasFlow.AvgTemperature;
double D = Diameter;
double s0 = s0Coeff;
if (s0Coeff == 0)
{
s0 = CalcS0Coeff(gasFlow, liquidFlow);
}
double lambda = CalcHydraulicResistance(gasFlow);
double gasContentParametr = Tubing.CalcGasContentParameter(gasFlow, liquidFlow.Rate, liquidFlow.Density);
double Teta = 0.01413 * Math.Pow(10, -10) * Z * Z * T * T * (Math.Exp(2 * s0) - 1) * lambda
/ (gasContentParametr * Math.Pow(D, 5));
return(Teta);
}
/// <summary>
/// Вычисление давления в самом низу сегмента (можно сказать "забой" сегмента) НКТ
/// остановленной скважины по барометрической формуле.
/// Гриценко стр. 117 и 113 (для сухой скважины).
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Поток сегмента НКТ</param>
/// <param name="bottomTemperature">Температура внизу сегмента (К)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public void CalcStaticBottomPressure(GasFlow gasFlow, double bottomTemperature)
{
double Ptop = gasFlow.TopPressure;
gasFlow.BottomParametersDefinition(Ptop, bottomTemperature);
double orientirS = CalcSCoeff(gasFlow);
double orientirP = Ptop * Math.Exp(orientirS);
gasFlow.BottomParametersDefinition(orientirP, bottomTemperature);
double Pbtm = 0;
for (int i = 0; i < 3; i++)
{
double s = CalcSCoeff(gasFlow);
Pbtm = Ptop * Math.Exp(s);
gasFlow.BottomParametersDefinition(Pbtm, bottomTemperature);
}
}
/// <summary>
/// Вычисление давления в самом верху сегмента (можно сказать "устье" сегмента) НКТ
/// остановленной скважины по барометрической формуле.
/// Гриценко стр. 117 и 113 (для сухой скважины).
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Поток сегмента НКТ</param>
/// <param name="topTemperature">Температура внизу сегмента (К)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public void CalcStaticTopPressure(GasFlow gasFlow, double topTemperature)
{
double Q = gasFlow.RateAtStandardConditions;
double Pbtm = gasFlow.BottomPressure;
gasFlow.TopParametersDefinition(Pbtm, topTemperature);
double orientirS = CalcSCoeff(gasFlow);
double orientirP = Pbtm / Math.Exp(orientirS);
gasFlow.TopParametersDefinition(orientirP, topTemperature);
double Ptop = 0;
for (int i = 0; i < 3; i++)
{
double s = CalcSCoeff(gasFlow);
Ptop = Pbtm / Math.Exp(s);
gasFlow.TopParametersDefinition(Ptop, topTemperature);
}
}
/// <summary>
/// Вычисление давления в самом низу сегмента (можно сказать "забой" сегмента) НКТ по барометрической формуле.
/// Гриценко стр. 117 и 113 (для сухой скважины).
/// </summary>
/// <param name="gasFlow">Поток сегмента НКТ</param>
/// <param name="btmTemperature">Температура внизу сегмента (К)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public void CalcPipePressure(GasFlow gasFlow, double btmTemperature)
{
double Q = gasFlow.RateAtStandardConditions;
double Ptop = gasFlow.TopPressure;
gasFlow.BottomParametersDefinition(Ptop, btmTemperature);
double orientirS = CalcSCoeff(gasFlow);
double orientirTeta = CalcTetaCoeff(gasFlow, orientirS);
double orientirP = Math.Sqrt(Ptop * Ptop * Math.Exp(2 * orientirS) + orientirTeta * Q * Q);
gasFlow.BottomParametersDefinition(orientirP, btmTemperature);
double Pbtm = 0;
for (int i = 0; i < 3; i++)
{
double s = CalcSCoeff(gasFlow);
double Teta = CalcTetaCoeff(gasFlow, s);
Pbtm = Math.Sqrt(Ptop * Ptop * Math.Exp(2 * s) + Teta * Q * Q);
gasFlow.BottomParametersDefinition(Pbtm, btmTemperature);
}
}
/// <summary>
/// Вычисление забойного давления НКТ по барометрической формуле (МПа)
/// Гриценко стр. 117 и 113 (для сухой скважины)
/// </summary>
/// <param name="topFlow">Поток в самом верхнем сегменте НКТ</param>
/// <param name="bottomholeTemperature">Температура на забое НКТ (K)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public double CalcBottomholePressure(GasFlow topFlow, double bottomholeTemperature)
{
SegmentFlows.Clear();
double length = Length / NumberOfSegments;
double depth = length;
Pipe pipe = new Pipe(PipeDiameter, length, depth, PipeRoughness);
double dT = (bottomholeTemperature - topFlow.TopTemperature) / NumberOfSegments;
GasFlow gasFlow = topFlow;
for (int i = 0; i < NumberOfSegments; i++)
{
double btmTemp = gasFlow.TopTemperature + dT;
pipe.CalcPipePressure(gasFlow, btmTemp);
SegmentFlows.Add(gasFlow);
gasFlow = gasFlow.GenerateBottomFlow();
}
return(SegmentFlows.Last().BottomPressure);
}
/// <summary>
/// Вычисление устьевого давления НКТ остановленной скважины по барометрической формуле (МПа)
/// Гриценко стр. 117 и 113 (для сухой скважины)
/// </summary>
/// <param name="bottomFlow">Поток в самом нижнем сегменте НКТ</param>
/// <param name="wellheadTemperature">Температура на забое НКТ (K)</param>
/// <returns>Давление на забое НКТ (МПа)</returns>
public double CalcStaticWellheadPressure(GasFlow bottomFlow, double wellheadTemperature)
{
SegmentFlows.Clear();
double length = Length / NumberOfSegments;
double depth = length;
Pipe pipe = new Pipe(PipeDiameter, length, depth, PipeRoughness);
double dT = (wellheadTemperature - bottomFlow.BottomTemperature) / NumberOfSegments;
GasFlow gasFlow = bottomFlow;
for (int i = 0; i < NumberOfSegments; i++)
{
double topTemp = gasFlow.BottomTemperature + dT;
pipe.CalcStaticTopPressure(gasFlow, topTemp);
SegmentFlows.Add(gasFlow);
gasFlow = gasFlow.GenerateTopFlow();
}
return(SegmentFlows.Last().TopPressure);
}
