Методика расчета коэффициента деления жидкости в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами, в условиях фонтанирования через затрубное пространство

Цель. Настоящая статья посвящена изучению явления фонтанирования через затрубное пространство (ФЧЗ) в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН). Основной задачей исследования является поиск зависимостей для определения коэффициента деления жидкости между затрубным пространством и насосно-компрессорными трубами (НКТ) при фонтанировании с учетом влияния деградации рабочих характеристик ЭЦН.

Материалы и методы. Авторы применили комплексный подход, включающий теоретический анализ, лабораторные исследования, численное моделирование и обработку данных, полученных с реальной скважины. В рамках экспериментальной части проведены стендовые испытания, позволившие установить новые зависимости коэффициента деления жидкости от расходного газосодержания. Разработанный алгоритм оценки коэффициента деления жидкости предоставляет возможность количественно определять перераспределение многофазных потоков, что является важным для оптимизации работы скважинного оборудования. Численное моделирование позволило выделить ключевые параметры, влияющие на возникновение ФЧЗ, а также смоделировать поведение системы при различных условиях эксплуатации.

Результаты. Экспериментальные данные подтвердили существование зависимости между содержанием газа в потоке и распределением газожидкостной смеси (ГЖС) между затрубным пространством и НКТ. Результаты моделирования указывают на возможность оценки коэффициента деления жидкости для заданных граничных условий. Анализ высокодискретных данных телеметрии и замеров мультифазного расходомера с месторождений Западной Сибири подтвердил достоверность разработанной модели.

Заключение. Внедрение полученных решений и оптимизация работы электроцентробежных насосов может способствовать предотвращению нештатных режимов эксплуатации и улучшению общей эффективности механизированной добычи углеводородов. Предложенная методика может быть использована для разработки новых рекомендаций по эксплуатации скважин, что имеет практическое значение для нефтегазовой промышленности.

1. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы: Теория, конструирование и применение. Перевод с английского инж. М.Я. Лейферова и канд. техн, наук М.В. Поликовского. — Москва, Государственное научно-техническое издательство Машиностроительной литературы, 1960. — 428 с.

2. Горидько К.А. Влияние изменяющихся свойств газожидкостной смеси по длине насоса на характеристики погружной электроцентробежной насосной установки: дис. ... канд. техн. наук: специальность 2.8.4. («Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»). — Москва, 2023. — 246 с.

3. Горидько К.А., Кобзарь О.С., Вербицкий В.С., Хабибуллин Р.А. Анализ работы фонтанирующих по затрубному пространству скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, на примере месторождений Западной и Восточной Сибири // Материалы конференции SPE Russian Petroleum Technology, 26–29 октября 2020, Москва. https://doi.org/10.2118/201878-RU

4. Yudin E.V., Gorbacheva V.N., Smirnov N.A. Modeling and optimization of wells operating modes under annular flow conditions // OIJ. — 2022. — Pp. 122–126. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-122-126 (In Russ.)

5. Ansari A. M., Sylvester N. D., Sarica C., Shoham O., & Brill J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores // SPE Production & Facilities. — 1994, no. 9(02). — Pp. 143–151. https://doi.org/10.2118/20630-pa

6. Gray H.E. Vertical flow correlation in gas wells, user’s manual for API 14B surface controlled subsurface safety valve sizing computer program // Dallas, Texas, USA: American Petroleum Institute. — 1978. — Vol. 14. — Pp. 38–41.

7. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation in the Discipline of Petroleum Engineering. — The University of Tulsa, 2004. — 204 p.