Математическое моделирование работы установок электроцентробежных насосов в добывающей скважине с высоким газовым фактором на основе данных промысловых исследований

Полный текст:


Аннотация

В статье рассмотрена проблема большой доли свободного газа на приеме глубинно-насосного оборудования при добыче нефти. Приведены результаты промысловых испытаний установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Целью исследований было оценить эффективность работы насосов в условиях скважины с большим газовым фактором. Одной из задач была проверка границ применимости технологии УЭЦН с газозащитными модулями. Состав объекта испытаний для первого производителя: «электроцентробежный насос (с центробежно-вихревыми ступенями) - мультифазный насос - газосепаратор», для второго производителя: «электроцентробежный насос -мультифазный насос - сдвоенный газосепаратор». Данные установки были поочередно спущены в тестовую скважину для опытно-промышленных испытаний. Общая картина промысловых исследований показала, что УЭЦН двух производителей отработали в тестовой скважине с содержанием свободного газа у приемной сетки газосепаратора более 95 % по объему. Газовый фактор за период испытаний в среднем достигал 1350 м33, при давлении на приеме »40 атм. Расчетное объемно-расходное газосодержание на приеме оборудования до сепарации равнялось 96-97 %. В работе изложены существующие решения в области обеспечения работы погружных центробежных насосов с повышенным содержанием газа, апробированные на промысловой практике. Автором была подготовлена математическая модель добывающей скважины с УЭЦН. Модель позволила оценить степень деформации напорно-расходных характеристик глубинно-насосных систем в рабочей точке, провести узловой анализ скважины. Два наиболее важных параметра при оценке условий работы ЭЦН в случае высокого газового фактора - это газосодержание свободного газа в потоке смеси и сепарация в условиях приема. В статье приведены результаты расчетов объемного-расходного газосодержания смеси по узлам насосной системы. Расчет естественной сепарации производился по методике П.Д. Ляпкова и по методике Р. Маркеза. На промысле для оценки общей сепарации газа затрубное пространство тестовой скважины соединялось с выкидной линией соседней скважины. Проведенное исследование позволило замерить дебит газа, поступающего в затрубное пространство, и отдельно оценить количество газа, поступающего из НКТ.

Об авторе

Р. С. Халиков
ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»
Россия


Список литературы

1. Бедрин В.Г., Хасанов М.М., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А., Пашали А.А., Литвиненко К.В., Еличев В.А., Прадо М. Сравнение технологий ЭЦН для работы с большим содержанием газа в насосе на основе промысловых испытаний // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 20008 [Электронный ресурс]. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/117414-RU (дата обращения: 23.03.2017).

2. Ануфриев С.Н., Каплан А.Л., Погорелов С.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьск-нефтегаз» // Инженерная практика. 2011. № 2. С. 16-17.

3. Дроздов А.Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. 2011. № 9. С. 108-111.

4. Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины // Нефтегазовое дело. 2005. № 2. С. 1-12.

5. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М. - Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2006. С. 277-314.

6. Канаевская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М. - Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2002. С. 22-23.

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

8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Российский гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. С. 210-230.

9. Пашали А.А. Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: дис.. канд. техн. наук. Уфа, 2011. 192 с.

10. 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. May, 1994, P. 143-152.

11. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes. JPT, May, 1973, P. 607-617.

12. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. SPE Monograph, Vol. 17, Richardson, Texas, 1999.

13. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation. PhD dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 2004.


Дополнительные файлы

Для цитирования: Халиков Р.С. Математическое моделирование работы установок электроцентробежных насосов в добывающей скважине с высоким газовым фактором на основе данных промысловых исследований. Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017;(3):54-62.

For citation: Khalikov R.S. Mathematical Modeling of ESP in Producing Wells with High Gas Factor Based on Field Research. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2017;(3):54-62. (In Russ.)

Просмотров: 38

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2072-2745 (Print)
ISSN 2072-2761 (Online)