Методы групповой оптимизации и моделирования механизированных скважин в условиях периодического режима эксплуатации

UDK: 622.276.53.001

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-8-69-73

Ключевые слова: периодический режим эксплуатации скважин, неустановившийся режим работы, установка электроцентробежного насоса (УЭЦН), групповая оптимизация, оптимизация цепи нефтесбора

Авт.: Е.В. Юдин, к.ф.-м.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); Г.А. Пиотровский (ООО «Недра»); Н.А. Смирнов (ООО «Недра»); М.А. Петрушин (ООО «ОЙЛ ЭНД ГЭС ПРОДАКШН ТУЛС»); С.М. Исаева (ООО «Недра»); С.В. Замахов (ООО «Недра»); К.А. Поправко (Санкт-Петербургский гос. университет); Е.Ю. Херсон (Санкт-Петербургский гос. университет); Н.А. Антипин (Уфимский гос. нефтяной технический университет)

Периодический режим работы является одним из наиболее эффективных и экономически целесообразных при эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, особенно на поздних стадиях разработки месторождений. Однако практическая реализация данного способа сопряжена с необходимостью решения сложных задач оптимизации производственных режимов с целью максимизации экономических показателей. В условиях периодической эксплуатации скважин необходимо учитывать не только индивидуальные параметры отдельных скважин, но и их групповое влияние на работу общей системы нефтесбора. В связи с этим возникает потребность в разработке алгоритмов, обеспечивающих групповую оптимизацию мощности и комплексное моделирование механизированных скважин, работающих в периодическом режиме. Предлагаемые алгоритмы должны обладать способностью синхронизировать циклы включения и остановки насосов таким образом, чтобы колебания давления оказывали минимальное негативное влияние на гидродинамическую стабильность нефтесборной сети. В статье представлены методы решения данной задачи на основе нестационарных моделей течения газожидкостной смеси, позволяющие существенно сократить вычислительные затраты при сохранении высокой точности расчетов, а также результаты практического применения разработанных алгоритмов на пилотных объектах, подтверждающие их эффективность и промышленную применимость на примере месторождений Западной Сибири.

Список литературы

1. 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. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73. – EDN: JCOFAR

2. Интегрированное гидродинамическое моделирование системы скважина–пласт / И.М. Бураков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть. – 2009. – № 6. – С. 15–17. – EDN: LNJRLS

3. Топольников А.С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлетова Уфимского научного центра РАН. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 15–26. – https://doi.org/10.21662/uim2017.1.003. – EDN: ZXMJSR

4. Об оптимизации периодического режима эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Пашали, Р.С. Халфин, Д.В. Сильнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 92–96. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-92-96. –

EDN: JKTJZT

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

6. 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. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-116-122. – EDN: FOWTBT

7. Group Optimization and Modeling of Mechanized Wells Operating in Intermittent Mode / E.V. Yudin, G.A. Piotrovskiy, N.A. Smirnov [et al.] // SPE-222942-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/222942-MS

8. Advanced System for Managing Gas-Lift Well Operations in the Eastern Sector of the Orenburg Oil and Gas Condensate Field / E.V. Yudin, G.A. Piotrovskiy, N.A. Smirnov [et al.]. – Paper presented at the SPE Europe Energy Conference and Exhibition, Vienna, Austria, June 2025. – https://doi.org/10.2118/225638-MS

9. New Applications of Transient Multiphase Flow Models in Wells and Pipelines for Production Management / E. Yudin, R. Khabibullin, N. Smirnov [et al.] //

SPE-201884-RU. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-MS

10. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores / A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica [et al.] // SPE-20630-PA. – 1994. – https://doi.org/10.2118/20630-PA

11. Gray H.E. Vertical Flow Correlation in Gas Wells. User’s Manual for API 14B Surface Controlled Subsurface Safety Valve Sizing Computer Program. 2nd ed.

Appendix B. – Dallas, TX: American Petroleum Institute, 1978.

12. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17. – P. 475–484. – https://doi.org/10.2118/940-PA

13. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers, 1999. – 342 p.

14. Bratland O. Single-Phase Flow Assurance. – Chapter 2. – Norway: 2009. P. 21–92.