Влияние износа на напорно-расходные характеристики электроцентробежных насосов при откачке грубодисперсной газожидкостной смеси

UDK: 622.276.53.054.5:658.011.4

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-9-86-90

Ключевые слова: электроцентробежнй насос (ЭЦН), износ, газожидкостная смесь (ГЖС), напорно-расходная характеристика (НРХ), коэффициент износа

Авт.: Е.В. Юдин, к.ф.-м.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); Б.М. Латыпов, к.т.н. (Уфимский гос. нефтяной технический университет); В.Е. Чернышов (Ассоциация «Цифровые технологии в промышленности»); М.В. Вербицкий (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина); Д.А. Горбунов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина); М.Д. Шабунин (Научно-образовательный центр «Газпром нефть - УГНТУ»); А.В. Рыжиков (Ассоциация «Цифровые технологии в промышленности»)

В данной работе исследуется влияние эксплуатационного износа на напорно-расходные характеристики (НРХ) электроцентробежных насосов (ЭЦН) при перекачке грубодисперсных газожидкостных смесей (ГЖС). В отличие от традиционных исследований, фокусирующихся на характеристиках новых ЭЦН, в работе анализируется критическое снижение газоустойчивости оборудования в условиях реальной эксплуатации (при его износе). Экспериментальные исследования проведены на специализированном стенде РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, обеспечивающем точный контроль параметров ГЖС. Полученные результаты демонстрируют, что у изношенных насосов ухудшаются НРХ при существенно меньших значениях объемной доли газа на приеме по сравнению с новыми аналогами. Критический порог газосодержания, при котором происходит катастрофическое падение напора ("газовая блокировка"), в значительной степени снижен для изношенного оборудования. Энергетическая эффективность изношенного насоса при работе с ГЖС снижается значительно быстрее, чем у нового оборудования, что требует корректировки режимов эксплуатации. Результаты исследования подтверждают необходимость разработки методики оценки степени износа и соответствующих поправочных коэффициентов к существующим моделям деградации характеристик. Регулярный контроль технического состояния скважинного оборудования и своевременная замена изношенных ступеней являются критически важными для обеспечения эффективной работы в условиях высокого газосодержания, особенно на поздних стадиях разработки месторождений.

Список литературы

1. Mechanistic modeling of gas effect on Multi-stage Electrical submersible pump (ESP) performance with experimental validation / J. Zhang, S. Cai, Y. Li [et al.] // Chemical Engineering Science. – 2021. – V. 227. – http://doi.org/10.1016/j.ces.2021.117288

2. Barrios L., Prado M. Experimental visualization of two-phase flow inside an electrical submersible pump stage // Journal of Energy Resources Technology. – 2011. – V. 133 (4). –

Р. 042901. – http://doi.org/10.1115/OMAE2009-79726

3. Zhu J., Zhang H.Q. A review of experiments and modeling of gas-liquid flow in electrical submersible pumps // Energies. – 2018. – V. 11 (1). – https://doi.org/10.3390/en11010180

4. Юдин Е.В., Горбачева В.Н., Смирнов Н.А. Моделирование и оптимизация режимов работы скважин, фонтанирующих через затрубное пространство // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 122–126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-122-126. – EDN: HRVGFA

5. Gamboa J., Prado M. Review of electrical-submersible-pump surging correlation and models // SPE-140937-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/140937-PA

6. Zhou D., Sachdeva R. Simple model of electric submersible pump in gassy well // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2010. – V. 70 (3-4). – Р. 204–213. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.11.012

7. Duran J., Prado E.M. ESP stages air-water two-phase performance – modeling and experimental data // SPE-87627-MS. – 2003.

8. Romero M.I. An evaluation of an electrical submersible pumping system for high GOR wells: Master’s Thesis. – University of Tulsa, 1999.

9. Lea J.F., Bearden J.L. Effect of gaseous fluids on submersible pump performance // Journal of Petroleum Technology. – 1992. – V. 34 (12). – Р. 2922–2930.

10. Application of gamma-ray computed tomography for the analysis of gas holdup distributions in centrifugal pumps / D. Schafer, A. Bieberle, M. Neumann [et al.] // Flow Measurement and Instrumentation. – 2015. – V. 46. – Р. 262–267. – https://doi.org/10.1016/j.flowmeasinst.2015.06.001

11. Investigation on the handling ability of centrifugal pumps under air–water two-phase inflow: Model and experimental validation / Q. Si, G. Bois, Q. Jiang [et al.] // Energies. – 2018. – V. 11(11). – https://doi.org/10.3390/en11113048

12. New Applications of Transient Multiphase Flow Models in Wells and Pipelines for Production Management / E. Yudin [et al.] // SPE-201884-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-MS. – EDN: TNIEZH

13. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачей газлифтного газа / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяютдинов [и др.] // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196816-MS

14. Горидько К.А. Стенд исследований дисперсности газовой фазы в потоке газожидкостной смеси по длине электроцентробежного насоса // Экспозиция Нефть

Газ. – 2020. – №. 6 (79). – С. 62–66. – https://doi.org/10.24411/2076-6785-2020-10106. – EDN: YQFVPM

15. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / E. Yudin [et al.] //SPE-212116-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212116-MS

16. Maintaining ESP operational efficiency through machine learning-based anomaly detection / E. Yudin [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2025. – Т. 251. – https://doi.org/10.1016/j.geoen.2025.213864