Разработка эмпирической корреляции для оценки естественной сепарации газа на приеме электроцентробежного насоса в высокообводненных нефтяных скважинах

UDK: 622.276.58.001

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-12-70-75

Ключевые слова: электроцентробежный насос (ЭЦН), естественная сепарация газа, обводненность, эмпирическая корреляция, гидродинамическое моделирование, оптимизация добычи

Авт.: М.М. Хасанов, д.т.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); Е.В. Юдин, к.ф.-м.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); Б.М. Латыпов, к.т.н. (Уфимский гос. нефтяной технический университет); И.В. Григорьев (Научно-образовательный центр «Газпромнефть-УГНТУ»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина); В.А. Шишулин (Научно-образовательный центр «Газпромнефть-УГНТУ»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина); И.В. Гаврилов (Научно-образовательный центр «Газпромнефть-УГНТУ»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина); А.В. Рыжиков (АО «Айсорс»); Д.В. Усиков (ООО «НЕДРА»)

В статье рассматривается задача оценки коэффициента естественной сепарации газа на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), имеющей важное значение для повышения эффективности и надежности эксплуатации нефтяных скважин. Целью настоящей работы является разработка новой методики высокоточного расчета коэффициента естественной сепарации для насосов с условно-радиальным входом на основе доступных параметров. Авторами разработана новая эмпирическая корреляция для расчета коэффициента естественной сепарации, основанная на легкодоступных промысловых параметрах. Комплекс данных, по которым построена модель, представляет собой набор с 16 точками, включающими данные о дебите жидкости, типоразмерах ЭЦН, обводненности, диаметрах обсадной колонны и НКТ. Модель построена с использованием регрессионного анализа промысловых данных. Для проверки корректности предложенной зависимости было выполнено сравнение с результатами, полученными по известным методикам и с помощью гидродинамического моделирования. Проведенный анализ демонстрирует хорошую сходимость разработанной корреляции с общепринятыми подходами, что подтверждает ее практическую применимость. Простота использования и доступность необходимых входных данных делают предложенную модель удобным инструментом для инженерных расчетов при оптимизации работы скважин, оборудованных установками ЭЦН.

Cписок литературы

1. Юдин Е., Лубнин А. Моделирование работы многопластовых скважин // SPE-149924-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/149924-MS. – EDN: PERAVR

2. Кузьмин М.И., Пономарева А.И., Герасимов Р.В. Подход к адаптивному управлению фондом скважин с установкой электролопастного насоса // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 130–134. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-130-134. – EDN: HHJCZW

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. – 816 с. – EDN: QMXTQX

4. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 448 с. – EDN: QMYBOH

5. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 448 с.

6. Сахаров В.А., Мохов М.А. Эксплуатация нефтяных скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 250 с. – EDN: QMYPWZ

7. Юдин Е.В., Хабибуллин Р.А., Галяутдинов И.М. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196816-MS

8. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с. – EDN: QMZCJZ

9. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: дисс … канд. техн. наук. – М., 2005. – 212 с. – EDN: NNPLHP

10. Горидько К.А. Влияние изменяющихся свойств газожидкостной смеси по длине насоса на характеристики погружной электроцентробежной насосной установки: дисс... канд. техн. наук. – М., 2023. – 246 с. – EDN: LQCQKK

11. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 312 с. – EDN: QMYQXD

12. Marquez R., Prado M. A New Robust Model for Natural Separation Efficiency // SPE-80922-MS. – 2003. –https://doi.org/10.2118/80922-MS

13. Ляпков П.Д., Гуревич А.С. Об относительной скорости газовой фазы в стволе скважины перед входом в глубинный насос // Нефтепромысловое дело. – 1973. – № 8. – С. 6–10.

14. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. – М.: МИНГ, 1987. – 71 с.

15. Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий,

Р.А. Хабибуллин [и др.] // Neftegaz.RU. – 2024. – № 8(152). – С. 78–84. – EDN: EPWLFH.

16. Шакиров А.М. Модель естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 6. – С. 27–30. – EDN: OHGCRX

17. Schlumberger The OLGA 2022 User Manual, Version 2022.

18. Хабибуллин Р.А. Нефтяной инжиниринг OLGA. – https://t.me/petroleum_olga

19. Габдрахманов Н.Х., Давыдова О.В. Промысловые исследования процесса сепарации газа на приеме погружных насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. – № 4(82). – С. 59–62. – EDN: NCBWUB