Методика расчета оптимальных циклов работы нефтяной скважины в режиме периодического кратковременного включения с учетом разгона и остановки насосной установки

UDK: 622.276.53.054.23:621.67-83

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-12-92-96

Ключевые слова: периодическое кратковременное включение (ПКВ), нестационарный режим работы нефтяных скважин, математическое моделирование, плавный разгон и остановка насоса, время откачки, время накопления

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

Многие нефтяные месторождения на территории России вступили в завершающую стадию разработки, что сопровождается существенным ростом обводненности продукции, снижением дебитов, нестабильностью притока и увеличением газового фактора. Дополнительные осложнения создают вынос механических примесей, периодические газовые пробки и ухудшение условий работы электроцентробежных насосов (ЭЦН). В таких условиях перевод добывающих скважин на режим периодического кратковременного включения (ПКВ) становится одним из наиболее эффективных способов поддержания стабильной добычи. Режим ПКВ позволяет поддерживать высокий КПД насоса, уменьшать влияние свободного газа и снижать риск газовой блокировки. Однако существующие методики расчета режимов ПКВ имеют существенные ограничения. Во многих инженерных подходах пренебрегают стадиями разгона и торможения ЭЦН, а кроме того, редко учитываются нестационарный характер притока, изменение динамического уровня и влияние деградации насосных характеристик под воздействием свободного газа. В настоящей работе предложена усовершенствованная методика определения оптимальных параметров режима ПКВ, предусматривающая учет инерционных процессов пуска, изменения во времени уровня жидкости и изменения забойного давления в каждой фазе цикла. Показано, что корректное моделирование разгона и переходных гидродинамических процессов дает возможность существенно повысить точность прогноза добычи и оптимизировать баланс продолжительности фаз накопления и откачки. Представленный подход может служить основой для разработки цифровых инструментов управления фондом скважин, включая интеграцию моделей деградации оборудования и адаптивных систем подбора режимов работы ЭЦН при высоком газовом факторе.

Список литературы

1. Назарова Л.Н. Разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 340 с. – EDN: ADFFRD

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2007. – 826 с. – EDN: XRXXWH

3. Анализ влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин на надежность установок электроцентробежных насосов /

М.И. Кузьмин, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 12. – С. 106–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-12-106-111. – EDN: VZWZDF

4. Салихова А.Р., Сабиров А.А., Булат А.В. Методика повышения эффективности эксплуатации установок электролопастных насосов при содержании абразивных частиц в добываемой жидкости // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 5. – С. 50–55. – EDN: ZNBOBP

5. 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. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-78-94. – EDN: LIZGOX

6. Оценка качества моделирования скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов, работающих в режиме периодического кратковременного включения, в симуляторе нестационарного потока OLGA при дефиците верифицированных данных и ограниченности телеметрического обеспечения / Е.В. Юдин, К.В. Моисеев, Б.М. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 66–72. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-66-72. – EDN: CMUGVN

7. Метод оценки сепарации газа в периодическом режиме эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса. Ч. 1 /

К.А. Горидько, А.Э. Федоров, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2025. – № 6(678). – С. 36–47. – EDN: OBQJAR

8. Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2024. – № 8(152). – С. 78–84. – EDN: EPWLFH

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

10. Разработка динамической модели скважины в режиме периодического кратковременного включения погружного электроцентробежного насоса /

В.А. Иванов, Р.А. Хабибуллин, Т.С. Юшенко [и др.]. – Москва: РГУ нефти и газа, 2024. – 89 с. – EDN: SPWGIB

11. https://www.petex.com/pe-engineering/ipm-suite/prosper/

12. https://autotechnologist.com/

13. Руководство пользователя RN-ROSPUMP. – М., 2023. – https://rn.digital/rospump/?ysclid=mgy57kvvkk548378977

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

15. Вирновский А.С., Татейшвили О.С. О периодической эксплуатации насосных скважин // Нефтяное хозяйство. – 1957. – № 8. – С. 40–46.

16. РД 39-1-454-80. Методика по эксплуатации малодебитных глубиннонасосных скважин в режиме периодической откачки.

17. 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

18. Абдулин И.К., Леонтьев С.А. Разработка методики обоснования кратковременного периодического режима работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 9(645). – С. 73–76. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-9(645)-73-76. – EDN: KLOUGU

19. 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

20. 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. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-4(364)-45-48. – EDN: AHQLXE