Методика подбора установок электроцентробежных насосов с учетом неопределенности параметров скважины

UDK: 622.276.53.054.23:621.67-83

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-9-80-85

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса (УЭЦН), неопределенность параметров, геолого-технические мероприятия, коэффициент продуктивности, газовый фактор, газовое блокирование, метод Монте-Карло, многофазный поток, естественная сепарация, вероятностное моделирование, механизированная добыча, энергоэффективность

Авт.: Б.М. Латыпов, к.т.н. (Уфимский гос. нефтяной технический университет); Р.А. Хабибуллин (Группа компаний «Газпром нефть»); О.С. Кобзарь (Группа компаний «Газпром нефть»); В.Е. Чернышов (Ассоциация «Цифровые технологии в промышленности»); М.Д. Шабунин (Научно-образовательный центр «Газпром нефть – УГНТУ»); А.В. Рыжиков (Ассоциация «Цифровые технологии в промышленности»)

В статье представлена методика вероятностного подбора установок электроцентробежных насосов с учетом повышенной неопределенности параметров после проведения геолого-технических мероприятий. Основной проблемой является значительная вариабельность коэффициента продуктивности в послеремонтный период, что критически влияет на режим работы насоса. Особую сложность представляют скважины с высоким газовым фактором, где способность насоса перекачивать газожидкостную смесь становится доминирующим фактором эксплуатационной надежности. Методология исследования базируется на применении метода Монте-Карло в сочетании с гидродинамическим моделированием в Unifloc VBA, использующим корреляции Standing для PVT-свойств, модели Ансари и Беггза-Брилла для многофазного потока и корреляцию Маркеза для естественной сепарации на приеме насоса. Разработан комплексный критерий эффективности, учитывающий к.п.д. насоса, энергетические показатели, наработку на отказ и риски недобора по дебиту. Тестирование методики на месторождении Западной Сибири показало, что небольшие стандартные отклонения пластового давления и коэффициента продуктивности приводят к существенному разбросу прогнозируемых дебитов, что в значительной степени влияет на выбор типоразмера насоса. Показано, что снижение неопределенности входных параметров за счет полевых измерений оказывает существенное влияние на результаты выбора оборудования. Отмечена необходимость точного сбора данных на этапах проектирования и наблюдения за скважиной.

Список литературы

1. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода скважины на режим в ПАО АНК «Башнефть» / А.А. Пашали, А.В. Колонских, Р.С. Халфин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 80–84. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-80-84. – EDN: LIPEQW

2. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений / М.К. Баймухаметов, Д.С. Гулишов, В.Г. Михайлов

[и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 8. – С. 104–111. – EDN: XWCJQT

3. Yudin E., Lubnin A. Simulation of multilayer wells operating // SPE-149924-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/149924-ms. – EDN: PERAVR

4. Галкин В.И., Колтырин А.Н. Разработка методики прогнозирования технологических показателей работы скважины после применения геолого-технических мероприятий // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 7(619). – С. 18–28. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-7(619)-18-28. – EDN: ZNXXNA

5. Галкин В.И., Колтырин А.Н. Обоснование прогнозной величины прироста дебита нефти после применения ГТМ с помощью статистического метода // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 2. – С. 81–86. – https://doi.org/10.18799/24131830/2023/2/3857. – EDN: EHGVAU

6. Алтунин А.Е., Семухин М.В., Кузяков О.Н. Технологические расчеты при управлении процессами разработки нефтяных и газовых месторождений в условиях неопределенности. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2017. – 258 с. – EDN: ZDSKTJ

7. Hajinorouz M., Alavi S.E. A new approach based on VIKOR and Monte-Carlo algorithms for determining the most efficient enhanced oil recovery methods: EOR screening //Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2024. – V. 14. – No. 2. – Р. 623–643. – https://doi.org/10.1007/s13202-023-01726-y. – EDN: MBYCWI

8. Юдин Е.В., Пиотровский Г.А., Колюк О.А. Особенности эксплуатации и способы определения оптимальных параметров работы скважин, вскрывающих карбонатные трещиноватые коллектора, на примере нефтяных оторочек ВУ Оренбургского НГКМ / // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. –

№ 3. – С. 26–32. – https://doi.org/10.7868/S2587739920030039. – EDN: WMXWUH

9. Новые подходы к управлению потенциалом добычи из скважин механизированного фонда / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 67–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73. – EDN: JCOFAR

10. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин / В.А. Краснов, И.В. Судеев, Е.В. Юдин, А.А. Лубнин // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2010. – №. 1. – С. 30–34. – EDN: MMABIV

11. Применение интеллектуальных методов анализа высокочастотных промысловых данных для решения задач нефтяного инжиниринга / А.М. Андрианова, Е.В. Юдин, Т.А. Ганеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 70–75. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-70-75. – EDN: SDBLUX