В данной работе представлена методика моделирования скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и эксплуатируемых в режиме периодического кратковременного включения (ПКВ), при дефиците верифицированных данных и ограниченности телеметрического обеспечения. Исследование направлено на решение актуальной проблемы адаптации гидродинамических моделей к реальным промысловым условиям при недостаточном объеме информации. В статье приведено описание нестационарной гидродинамической модели скважины, разработанной в симуляторе OLGA и термодинамической модели флюида, построенной в программном обеспечении Multiflash. Особое внимание уделено созданию методики моделирования работы погружного газосепаратора и адаптации модели к режиму ПКВ. Экспериментальная проверка проведена на примере скважины одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе адаптации определены ключевые параметры, влияющие на точность моделирования: коэффициент продуктивности и число ступеней насоса. Установлено, что уменьшение числа ступеней приводит к значительному росту давления на приеме насоса при незначительном снижении дебита, тогда как увеличение коэффициента продуктивности существенно повышает дебит при минимальном влиянии на давление. Особое внимание уделено анализу эффекта "газовой пробки" и методам его предотвращения в условиях ПКВ. Полученные результаты позволяют оптимизировать процессы мониторинга и управления фондом скважин, эксплуатируемых в режиме ПКВ, особенно в ситуациях с ограниченной телеметрией. Разработанная методика обеспечивает возможность более точного прогнозирования работы скважин и повышения эффективности добычи при минимальных исходных данных.
Список литературы
1. РД 39-1-454-80. Методика по эксплуатации малодебитных глубиннонасосных скважин в режиме периодической откачки.
2. Ишмурзин А.А., Ямалиев В.У., Булюкова Ф.З. Проектирование электроприводного центробежного насоса с малой подачей и высоким коэффициентом полезного действия // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 84–87. – doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-84-87. – EDN: FAUFZW
3. Бакиров Р.Р., Болтенков Д.Д., Садрутдинов Т.Р. Применение периодического режима при эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки // Многофазные системы. – 2024. – Т. 19. - № 1. – С. 31–34. - doi.org/10.21662/mfs2024.1.004. – EDN: DJWYQW
4. Методы моделирования и оптимизации периодических режимов работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов / Е.В. Юдин, Г.А. Пиотровский, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 116–122. – doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-116-122. – EDN: FOWTBT
5. Анализ влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин на надежность установок электроцентробежных насосов / М.И. Кузмин, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 12. – С. 106–111. – doi.org/10.24887/0028-2448-2024-12-106-111. – EDN: VZWZDF
6. Анализ влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин с УЭЦН на надежность ГНО / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Российская отраслевая энергетическая конференция (РОЭК) 2024. Сборник материалов конференции, Москва, 15–17 октября 2024 г. – М.: ООО «Геомодель Развитие», 2024. – С. 294–298.
7. Видинеев А.С. Определение оптимального режима кратковременной периодической эксплуатации малодебитных скважин с помощью установки электроцентробежного насоса // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 3 (639). – С. 41–45. – doi.org/10.33285/0207-2351-2022-3(639)-41-45. – EDN: PZZYTS
8. Костилевский В.А., Шайдаков В.В., Королева Д.А. Методика расчета дебита при кратковременной эксплуатации скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 4 (364). – С. 45–48. – doi.org/10.33285/0130-3872-2023-4(364)-45-48. – EDN: AHQLXE
9. Анализ режимов работы и особенности моделирования нестационарного многофазного течения в низкодебитных скважинах с ГС и МГРП, работающих с ЭЦН в режиме ПКВ / Т.С. Ющенко, Е В. Демин, В.А. Иванов [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2024. – Т. 9. – № 1 (31). – С. 78–94. –doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-78-94. – EDN: LIZGOX
10. Разработка динамической модели скважины в режиме периодического кратковременного включения погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, Р.А. Хабибуллин, Т.С. Юшенко [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2024. – 89 с. – EDN: SPWGIB
11. Контроль дебита жидкости нестабильно работающего фонда скважин при помощи виртуального расходомера / Е.В. Юдин, А.М. Андрианова, Т.А. Ганеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 82–87. – doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-82-87. – EDN: MHWBPQ
12. The OLGA 2022 User Manual, Version 2022. Schlumberger.
13. MultiflashTM, Infochem/KBC Process Technology Ltd. User Guide for Multiflash for Windows, Version 7.1; Kbc Advanced Technology Pte Ltd.: Singapore, 2020.
14. Хабибуллин Р.А. Нефтяной инжиниринг OLGA. https://t.me/petroleum_olga
15. Горидько К.А., Вербицкий В.С., Кобзарь О.С. Методика определения эффективности работы газосепаратора в составе скважинной установки электроцентробежного насоса // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2023. – № S1. – С. 9–20. – doi.org/10.5510/OGP2023SI100831. – EDN: VHKYUE
16. Новые подходы к управлению потенциалом добычи скважин механизированного фонда / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 67–73. – doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73. – EDN: JCOFAR
17. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / Е. Yudin, G. Piotrovskiy, N. Smirnov [et al.] // SPE Annual Caspian Technical Conference, Nur-Sultan, Kazakhstan, November 2022. – doi.org/10.2118/212116-MS
Юбилей Великой Победы![]() - специальная подборка статей журнала, посвященных подвигу нефтяников в годы Великой Отечественной войны; - списки авторов публикаций журнала - участников боев и участников трудового фронта. |