Mathematical model of the system performance mode for simultaneous separate well operation

Full Text

Введение

В настоящий момент развитие механизированной добычи требует поиска более совершенных технико-технологических методов для эксплуатации скважин с двумя пластами. Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) скважины подразумевает возможность перекачивания нефти из двух пластов, например, с помощью компоновки, включающей два электроцентробежных насоса, двусторонний погружной электродвигатель и вспомогательное оборудование. Подобное техническое решение получило широкое распространение на текущий момент времени. Указанное решение обладает рядом преимуществ – возможность создания независимой депрессии на каждый пласт, сокращение капитальных затрат на строительство скважин, обеспечение большего охвата при разработке месторождения и т. д. Известные технико-технологические решения для обеспечения ОРЭ обладают рядом недостатков, обусловленных сложностью технического оснащения скважины для обеспечения бесперебойной перекачки пластовой жидкости, а также сложностью подбора параметров насосов.

Известные методики расчета и математические модели, предназначенные для подбора параметров компоновки ОРЭ имеют строго определенную область применения и направлены на решение конкретных задач. К примеру, рассматривая компоновку ОРЭ, включающую установку электроцентробежного насоса (УЭЦН) и скважинного штангового насоса (УСШН), стоит отметить, что основное назначение указанной системы заключается в перекачке нефти с разной вязкостью (более вязкая жидкость перекачивается УСШН, менее вязкая жидкость – УЭЦН), что обусловлено различными пластовыми условиями в скважине. Известны математические модели, позволяющие смоделировать эксплуатацию такой схемы ОРЭ, оценить влияние теплового потока, выделяемого от каждого конкретного насоса, тем самым определить наличие снижения вязкости и гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Однако подобная математическая модель не учитывает параметры, характеризующие депрессию пласта, и предназначена для описания компоновки ОРЭ, включающей УЭЦН и УСШН, и, как следствие, ее применение не представляется возможным для предлагаемой компоновки ОРЭ. В связи с чем предложена математическая модель, позволяющая решить текущие задачи, связанные с определением оптимальной компоновки для обеспечения эффективной ОРЭ скважины [1]. На рис. 1 представлена типовая компоновка системы для ОРЭ [2].

Разработанное техническое решение работает следующим образом. При работе компоновки для совместно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов нефть из нижнего пласта в подпакерном пространстве – 1 поступает через хвостовик – 3 к ЭЦН-1 – 4, затем поток жидкости поступает через выкидные отверстия – 6 в затрубное пространство, сообщенное с верхним пластом в надпакерном пространстве – 5.

 

Рис. 1. Схема компоновки для совместно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов: 1 – нижний пласт в подпакерном пространстве; 2 – нижний пакер; 3 – хвостовик; 4 – электроцентробежный насос-1 (ЭЦН-1); 5 – верхний пласт в надпакерном пространстве; 6 – выкидные отверстия; 7 – двусторонний погружной электродвигатель (ПЭД); 8 – приемные отверстия; 9 – электроцентробежный насос-2 (ЭЦН-2); 10 – насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Fig. 1. Layout scheme for joint-separate exploitation of two oil reservoirs: 1 – lower formation in the sub-packer space; 2 – lower packer; 3 – liner; 4 – electric submersible pump-1 (ESP-1); 5 – upper formation in the above-packer space; 6 – discharge holes; 7 – double-sided submersible electric motor (SEM); 8 – receiving holes; 9 – electric submersible pump-2 (ESP-2); 10 – tubing

 

Поток жидкости, нагнетаемый от ЭЦН-1 – 4 и поток жидкости от верхнего пласта в надпакерном пространстве – 5 смешиваются в затрубном пространстве и поступают на приемные отверстия – 8 к ЭЦН-2 – 9. ЭЦН-2 – 9 нагнетает поступающий объем жидкости с нижнего пласта в подпакерном пространстве – 1 и объем жидкости с верхнего пласта в надпакерном пространстве по насосно-компрессорным трубам – 10. Вращение рабочих колес ЭЦН-1 – 4 и ЭЦН-2 – 9 обеспечивается за счет наличия в компоновке двустороннего погружного электродвигателя – 7. Указанная компоновка ОРЭ позволяет достичь независимую депрессию на каждый пласт.

К преимуществам указанного технического решения следует отнести возможность создавать необходимую депрессию на каждый пласт, используя частотное регулирование вращения ротора двигателя [3–6]. Для подбора элементов компоновки и обеспечения оптимального технологического процесса добычи нефти разработана математическая модель, описывающая процесс истечения жидкости из каждого отдельного пласта, а также всасывание и её перекачивание с помощью двух ЭЦН с учётом гидродинамических потерь и конструкции скважины [6–8].

Принятые допущения при разработке математической модели, описывающей гидродинамический процесс работы системы ОРЭ скважины [9, 10]:

• плотность, вязкость и сжимаемость жидкости постоянные;
• напорно-расходные характеристики секций ЭЦН описываются полиномом второй степени с постоянными коэффициентами;
• приток жидкости из пласта линейно возрастает при увеличении депрессии на пласт (разницы между пластовым давлением и давлением в скважине на глубине залегания пласта).

Описание динамики давления на приеме и выкиде ЭЦН-1

Приток жидкости из пласта и подача секции насоса связаны уравнением (при этом в уравнении присутствует слагаемое, отвечающее за наличие потенциальной остаточной жидкости на приеме ЭЦН-1 , неоткаченной насосом, увеличение которой происходит в том случае, когда подача нижней секции насоса ниже, чем приток жидкости с пласта) [11–13]:

$Q_{пл.н}=Q_{эцн1}+Q_{ост.пр1}=$

$=\frac{d{V}_{эцн1}}{dt}+\frac{d{V}_{ост.пр1}}{dt}=K_{пл.н}\left(p_{пл.н}-p_{заб1}\right)$, (1)

$\frac{d{V}_{эцн1}}{dt}$ – объем жидкости, в единицу времени откачиваемый ЭЦН-1; $\frac{d{V}_{ост.пр1}}{dt}$ – объем жидкости, в единицу времени накапливающийся на приеме ЭЦН-1; $Q_{эцн1}$ – подача ЭЦН-1, м³/с; $Q_{ост.пр1}$ – приток неоткаченной жидкости на приеме ЭЦН-1 при $Q_{эцн1}<Q_{(пл.н)}$, м³/с; $K_{(пл.н)}$ – коэффициент продуктивности нижнего пласта; $p_{(пл.н)}$ – пластовое давление нижнего пласта, Па; $p_{заб1}$ – забойное давление на уровне нижнего пласта, Па.

При этом забойное давление и давление на приеме ЭЦН-1 связаны уравнением [14]:

$p_{заб1}=p_{(пр.эцн1)}+{\rho }_{жg}(H_{(пл.н)}-H_{эцн1})$,

где $H_{(пл.н)}$ – глубина залегания нижнего пласта, м.

Изменение забойного давления в системе нижний пласт–ЭЦН-1 можно выразить следующим образом [14]:

$\frac{d{p}_{заб1}}{dt}=\frac{E}{V_0}\left(\frac{d{V}_{ост.пр1}}{dt}\right),$ (2)

где $E$ – модуль упругости жидкости, Па^–1;

$V_0=\frac{\pi {d_{эк}}^2}{4}(H_{заб}-H_{п})+\frac{\pi {d_{хв}}^2}{4}\left(H_{хв}-H_{эцн1}\right)$

– начальный объем жидкости в подпакерном пространстве, м³; $d_{эк}$ – внутренний диаметр эксплуатационной колонны (ЭК), м; $d_{хв}$– внутренний диаметр хвостовика, м; $H_{п}$ – глубина установки пакера, м; $H_{заб}$ – глубина забоя скважины, м; $H_{хв}$ – глубина установки хвостовика, м; $H_{энц1}$ – глубина спуска ЭЦН-1, м.

Из уравнения (1) возможно также выразить изменение потенциальной остаточной жидкости, не откаченной ЭЦН-1 [15–17]:

$\frac{d{V}_{ост.пр1}}{dt}=K_{пл.н}\left(p_{пл.н}-p_{заб1}\right)-Q_{эцн1}$. (3)

Из уравнений (2) и (3) следует выражение для изменения давления на приеме ЭЦН-1:

$\frac{d{p}_{заб1}}{dt}=\frac{E}{V_0}\left(K_{пл.н}\left(p_{пл.н}-p_{заб1}\right)-Q_{эцн1}\right)$.

Напор и расход ЭЦН-1 связаны следующим соотношением [15–18]:

$H_{н.эцн1}={\left(1-S\right)}^2{\alpha }_0^{\text{'}}+\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}}{Q}_{эцн1}-$, (4)

где ${\alpha }_0^{\text{'}}$, ${\alpha }_1^{\text{'}}$,

${\alpha }_2^{\text{'}}$ – коэффициенты аппроксимирующего полинома; $S$ – параметр погружного электродвигателя (ПЭД).

В общем случае зависимость между давлением на приеме насоса и расходом жидкости в процессе откачки жидкости связана соотношением [18, 19]:

$p_{пр.эцн1}=p_{пр.эцн2}+{\rho }_{ж}g\left(H_{эцн1}-H_{эцн2}\right)-{\rho }_{ж}g{H}_{н.эцн1}=$

$=p_{пр.эцн2}+{\rho }_{ж}g\left(H_{эцн1}-H_{эцн2}\right)-{\rho }_{ж}g({\left(1-S\right)}^2{\alpha }_0^{\text{'}}+$

$+\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}}{Q}_{эцн1}-{\alpha }_2^{\text{'}}{Q_{эцн1}}^2)$, (5)

где ${\alpha }_0^{\text{'}}$, ${\alpha }_1^{\text{'}}$, ${\alpha }_2^{\text{'}}$ – коэффициенты аппроксимирующего полинома; $S$ – параметр погружного электродвигателя (ПЭД); $H_{эцн2}$ – глубина спуска ЭЦН-2, м; $p_{пр.эцн2}$ – давление на приеме ЭЦН-2, Па.

Однако расход жидкости в уравнениях (4), (5) выражен неявно, в связи с этим необходимо преобразовать уравнение (5) на основе решения квадратного уравнения, представленного в виде , очевидно, что в уравнении (5) имеются следующие зависимости:

$a={\rho }_{ж}g{\alpha }_2^{\text{'}}$

$b=-{\rho }_{ж}g\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}}$

$c=p_{пр.эцн2}-p_{пр.эцн1}+$

$+{\rho }_{ж}g\left(H_{эцн1}-H_{эцн2}\right)- {\rho }_{ж}g({\left(1-S\right)}^2{\alpha }_0^{\text{'}}$.

С учетом принятых коэффициентов квадратного уравнения (6) решение уравнения (5) запишется в виде:

$=\frac{{\rho }_{ж}g\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}}+\sqrt{\begin{array}{c}{\left({\rho }_{ж}g\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}}\right)}^2-\\ -4{\rho }_{ж}g{\alpha }_2^{\text{'}}(p_{пр.эцн2}-p_{пр.эцн1}+{\rho }_{ж}g\left(H_{эцн1}-H_{эцн2}\right)-\\ -{\rho }_{ж}g{\left(1-S\right)}^2{\alpha }_0^{\text{'}})\end{array}}}{2{\rho }_{ж}g{\alpha }_2^{\text{'}}}$

,

где ${\alpha }_0^{\text{'}}$, ${\alpha }_1^{\text{'}}$, ${\alpha }_2^{\text{'}}$ – коэффициенты аппроксимирующего полинома; $S\text{'}$ – параметр погружного электродвигателя; $p_{пр.эцн1}$ – давление на выкиде ЭЦН-1, Па.

Описание динамики давления на приеме и выкиде ЭЦН-2

Аналогично запишется уравнение баланса расходов на уровне верхнего пласта с учетом раннее полученных выражений для определения расхода на приеме ЭЦН-1, то есть необходимо учесть приток с верхнего пласта и от ЭЦН-1, отток жидкости через ЭЦН-2 и аналогично остаточную жидкость, не откаченную ЭЦН-2 [11–13]:

$Q_{пл.в}+Q_{эцн1}=Q_{эцн2}+Q_{ост.пр2}=$

$\frac{d{V}_{эцн2}}{dt}+\frac{d{V}_{ост.пр2}}{dt}=K_{пл.в}\left(p_{пл.в}-p_{заб2}\right)+Q_{эцн1},$ (6)

где $\frac{d{V}_{эцн2}}{dt}$ – объем жидкости, в единицу времени откачиваемый ЭЦН-2; $\frac{d{V}_{ост.пр2}}{dt}$ – объем жидкости, в единицу времени накапливающийся на приеме ЭЦН-2; $Q_{эцн2}$ – подача ЭЦН-2, м³/с; $Q_{ост.пр2}$ – приток неоткаченной жидкости на приеме ЭЦН-2 при $Q_{эцн2}<Q_{(пл.в)}$, м³/с; $K_{пл.в}$ – коэффициент продуктивности верхнего пласта; $p_{пл.в}$ – пластовое давление верхнего пласта, Па; $p_{пр.энц2}$ – давление на приеме ЭЦН-2, Па; $p_{заб2}=p_{(пр.эцн2)}+{\rho }_{жg}{H}_{(пл.в)}-H_{эцн2}$ – забойное давление на уровне верхнего пласта, Па; $H_{(пл.в)}$ – глубина залегания верхнего пласта, м.

Изменение давления на приеме ЭЦН-2 связано с изменением гидростатического давления столба жидкости динамического уровня и описывается следующим образом [20, 21]:

$d{p}_{заб2}=d{p}_{д}=d{H}_{д}{\rho }_{ж}g,$ (7)

где $p_{д}$ – давление столба жидкости динамического уровня в затрубном пространстве на глубине верхнего пласта, Па

Из уравнения (6) и (7) можно также выразить приращение потенциальной остаточной жидкости, не откаченной ЭЦН-2, изменение объема которой приводит к повышению или понижению высоты столба жидкости динамического уровня:

$\frac{d{H}_{Д}}{dt}=\frac{1}{S_{затр}}\left(K_{пл.в}\left(p_{пл.в}-p_{заб2}\right)-Q_{эцн2}+Q_{эцн1}\right),$

 (8)

где

$S_{затр}=\frac{\pi \left(d_{эк}^2-D_{нкт2}^2\right)}{4}$ – пладь поперечного сечения затрубного пространства на уровне ЭЦН-2, м²; $d_{эк}^2$ – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

$D_{нкт}$. – внешний диаметр НКТ, м; $H_{пл.в}$ – глубина залегания верхнего пласта, м.

Отсюда следует выражение для определения давления на приеме ЭЦН-2 с учетом изменения динамического уровня, который в свою очередь зависит от суммарного оттока и притока жидкости (следствие уравнения (8)):

$\frac{d{p}_{пр.эцн2}}{dt}=\frac{d{p}_{д}}{dt}=\frac{d{H}_{д}}{dt}{\rho }_{ж}g=$

${\rho }_{ж}g\frac{1}{S_{затр}}\left(K_{пл.в}\left(p_{пл.в}-p_{заб2}\right)-Q_{эцн2}+Q_{эцн1}\right)$,

Аналогично раннее приведенному уравнению для оттока потока в ЭЦН-1 запишется уравнение оттока жидкости в ЭЦН-2 (с учетом граничного условия по давлению на устье):

$Q_{эцн2}=\frac{{\rho }_{ж}g\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}\text{'}}+\sqrt{\begin{array}{c}{\left({\rho }_{ж}g\left(1-S\right){\alpha }_1^{\text{'}\text{'}}\right)}^2-4{\rho }_{ж}g{\alpha }_2^{\text{'}\text{'}}(p_{вык.эцн2}-\\ -p_{пр.эцн2}-{\rho }_{ж}g{\left(1-S\right)}^2{\alpha }_0^{\text{'}\text{'}})\end{array}}}{2{\rho }_{ж}g{\alpha }_2^{\text{'}\text{'}}}$,

где ${\alpha }_0^{\text{'}\text{'}}$, ${\alpha }_1^{\text{'}\text{'}}$, ${\alpha }_2^{\text{'}\text{'}}$ – коэффициенты аппроксимирующего полинома; $p_{(вык.эцн2)}=p_{у}+{\rho }_{жg}{H}_{эцн2}+\Delta p$ – параметр двигателя; $p_{у}$ – давление на выкиде ЭЦН-2, Па; $p_{у}$ – устьевое давление в выкидном трубопроводе, Па; $\Delta p={\lambda }_{нкт}\frac{H_{эцн2}}{d_{нкт}}\frac{{Q_{эцн2}}^2}{{S_{нкт}}^2}\frac{{\rho }_{ж}}{2}$ – потери по длине на участке от устьевой обвязки до глубины установки ЭЦН-2, Па; ${\lambda }_{нкт}$ – коэффициент гидравлических сопротивлений в НКТ; $d_{нкт}$ – внутренний диаметр НКТ, м; $H_{эцн2}$ – глубина установки ЭЦН-2, м; $S_{нкт}$ – площадь поперечного сечения НКТ, м².

Результаты исследования и их обсуждение

В рамках исследования произведено численное моделирование скважин № 1, 2, 3, месторождения X, расположенных в Приволжском федеральном округе и оборудованных компоновкой ОРЭ, включая ЭЦН-1 и ЭЦН-2. Цель расчета – исследовать возможность применения ЭЦН-1 и ЭЦН-2 при текущих параметрах скважины, а также оценить достоверность разработанной математической модели.

В ходе моделирования в модели приняты следующие параметры:

• пластовое давление верхнего пласта p_пл.в, МПа;
• пластовое давление нижнего пласта p_пл.н, МПа;
• коэффициент продуктивности верхнего пласта K_пл.в, м³/(сут·МПа);
• коэффициент продуктивности нижнего пласта K_пл.н, м³/(сут·МПа);
• внешний диаметр НКТ-1 D_нкт, мм;
• внутренний диаметр НКТ-1 d_нкт, мм;
• внутренний диаметр эксплуатационной колонны d_эк, мм;
• глубина установки насоса ЭЦН-2 H_сп2, м;
• глубина установки насоса ЭЦН-1 H_сп1, м;
• параметры ЭЦН-2: номинальная подача Q_{эцн2.ном}, м³/сут, номинальный напор H_{эцн2.ном}, м;
• параметры ЭЦН-1: номинальная подача Q_{эцн1.ном}, м³/сут, номинальный напор H_{эцн1.ном}, м;
• плотность жидкости ρ_ж, кг/м³;
• модуль упругости жидкости E, МПа^–1;
• вязкость жидкости μ, мПа·с;
• давление на устье (в выкидной линии) скважины p_у, МПа;
• глубина забоя H_заб, м.

Значения параметров каждой моделируемой скважины и компоновки ОРЭ представлены в табл. 1.

 

Таблица 1. Параметры для моделирования ОРЭ

Table 1. Simultaneous separate operation (SSO) modeling parameters

Параметры скважин Well parameter	Скважина/Well
	1	2	3
pпл.в, МПа/pres.top, MPa	16,8	17,3	16,5
pпл.н, МПа/pres.bot, MPa	18,3	18,1	17,3
Kпл.в, м3/(сут·МПа)/Kres.top, m3/(day·MPa)	1,2	7	3,42
Kпл.н, м3/(сут·МПа)/Kres.bot, m3/(day·MPa)	2,9	2,48	2,75
Dнкт, мм/Dtub, mm	73	73	73
dнкт, мм/dtub, mm	62	62	62
dэк, мм/dcas, mm	150	131	128
Hсп2, м/Hdepth2, m	2283	2245	1660
Hсп1, м/Hdepth1, m	2375	2315	1790
Qэцн2.ном, м3/сут/Qesp2.nom, m3/day	50	160	60
Qэцн1.ном, м3/сут/Qesp1.nom, m3/day	45	125	45
Hэцн2.ном, м/Hesp2.nom, m	2200	2100	2050
Hэцн1.ном, м/Hezn1.nom, m	500	700	500
ρж, кг/м3/ρliq, kg/m3	1100	1050	1132
E, МПа–1/MPa-1	1350	1350	1350
μ, мПа·с/mPa·s	2,81	3,08	3,36
pу, МПа/pwellhead, MPa	2,2	1,8	1,4
Hзаб, м/Hbottomhole, m	2526	2350	2325

 

Рис. 2. Зависимость подачи ЭЦН-1 и ЭЦН-2 по времени для скважины № 1

Fig. 2. Time dependence of ESP-1 and ESP-2 flow rate for well No. 1

 

На рис. 2 представлена подача ЭЦН-1 и ЭЦН-2 в динамике, смоделированная для скважины № 1. Математическая модель скважины и компоновки ОРЭ учитывает процесс работы ЭЦН-1 и ЭЦН-2 после пуска. Развиваемая подача ЭЦН-1 в установившемся режиме работы составляет порядка 40,8 м³/сут, а ЭЦН-2 – около 50,3 м³/сут. Время вывода ЭЦН-1 и ЭЦН-2 на установившийся режим составляет около 21 часа.

На рис. 3 аналогично получены зависимости давлений на приеме ЭЦН-1 и ЭЦН-2 по времени.

 

Рис. 3. Зависимость давлений на приеме ЭЦН-1 и ЭЦН-2 по времени для скважины № 1

Fig. 3. Time dependence of pressures at the intake of sections of ESP-1 and ESP-2 for well No. 1

 

Исходя из полученных зависимостей видно, что давление на приеме ЭЦН-1 снижается с начального значения 16,5 до 2,5 МПа, а давление на приеме ЭЦН-2 снижается с начального значения 15 до 5,7 МПа. Соответственно режим стабилизации давлений на приеме ЭЦН-1 и ЭЦН-2 составляет 21 час. Развиваемая насосами депрессия на каждый конкретный пласт позволяет достичь оптимального баланса между притоком жидкости из пласта и оттоком жидкости в ЭЦН-1 и ЭЦН-2.

В табл. 2 представлены полученные результаты моделирования (для скважин 1–3), сопоставленные с фактическими значениями на основе промысловых данных.

По результатам моделирования получены коррелируемые расчетные и фактические значения. Для скважины № 1 отклонение подачи для ЭЦН-1 от фактического значения составляет не более 2,9 %, что соответствует наименьшему значению погрешности в рамках моделирования. Для скважины № 2 также имеется отклонение фактического значения давления на приеме ЭЦН-1 от фактического и составляет 11,1 %, указанное значение погрешности является максимальным в рамках моделирования. Среднее значение погрешности составило 6,49 %, что сопоставимо с погрешностью приборов для измерения параметров (погрешность датчика давления и расходомера в системе телеметрии составляет около 5 %). Отклонение расчетных и фактических значений давления на приеме и развиваемых подач ЭЦН-1 и ЭЦН-2 связаны со следующими потенциальными причинами:

1) технические: возможен некорректный замер датчиков давления и расходомеров, показания которых передаются на станцию управления, в связи с чем требуется проведение ревизии и уточнение фактических значений, при этом указанная причина может быть связана с износом датчиков, вызванным наличием механических примесей в жидкости, отложений и отсутствием поверки приборов ввиду экономически затратных операций по спуску и подъему компоновки;

2) технологические: некорректно рассчитанные коэффициенты продуктивности нижнего и верхних пластов, что напрямую влияет на значение развиваемых подач ЭЦН-1 и ЭЦН-2 и, соответственно, на значение давлений на приеме насосов [22–25]

Выводы

1. Разработана математическая модель системы для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной компоновкой, состоящей из двух ЭЦН, позволяющая спрогнозировать вывод установки в установившийся режим работы.

 

Таблица 2. Расчетные и фактические значения для различных компоновок ОРЭ

Table 2. Calculated and actual values for different SSO layouts

Скв., № Well no.	Расчетные значения Calculated values				Фактические значения Actual values				Отклонение расчетных и фактических значений Deviation between calculated and actual values
	pпр.эцн2 pin.esp2	pпр.эцн1 pin.esp1	Qэцн2 Qesp2	Qэцн1 Qesp1	pпр.эцн2 pin.esp2	pпр.эцн1 pin.esp1	Qэцн2 Qesp2	Qэцн1 Qesp1	ΔPпр.эцн2 ΔPin.esp2	ΔPпр.эцн1 ΔPin.esp1	ΔQэцн2 ΔQesp2	ΔQэцн1 ΔQesp1
	МПа/MPa		м3/сут/m3/day		МПа/MPa		м3/сут/m3/day		%
1	5,7	2,5	50,3	40,8	5,4	2,3	53	42	5,6	8,7	5,1	2,9
2	4,1	2,0	135,1	35,4	3,8	1,8	140	38	5,2	11,1	3,5	6,8
3	6,4	2,1	75,2	40,9	6,1	1,9	71	38	4,9	10,5	5,9	7,6

 

2. Установлено, что при корректном подборе параметров установки обеспечивается оптимальный баланс между притоком из пласта и оттоком жидкости в полость секций насоса, что позволяет исключить риски срыва подачи и противотока жидкости (турбинное вращение рабочих колес насоса).
3. На основе полученных результатов моделирования скважин № 1, 2, 3, месторождения X, расположенных в Приволжском федеральном округе и оборудованных компоновкой ОРЭ, включая ЭЦН-1 и ЭЦН-2, технологический режим которых получен с учетом промысловых данных, подтверждена достоверность предложенной методики, при этом среднее значение погрешности составило 6,49 %. Основная причина погрешности в рамках моделирования заключается в определении точных значений ключевых параметров, таких как: коэффициенты продуктивности каждого отдельного пласта, предоставляемые на основе промысловых данных, а также значения показаний с датчиков давления на приеме и расходомеров ЭЦН-1 и ЭЦН-2.

About the authors

Kamil R. Urazakov

Ufa State Petroleum Technological University

Author for correspondence.
Email: urazakk@mail.ru
ORCID iD: 0000-0003-2202-396X

Dr. Sc., Professor

Russian Federation, 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450062

Alexander S. Totanov

Ufa State Petroleum Technological University

Email: WOT_BAX_BAX@mail.ru

Master's Student

Russian Federation, 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450062

Leila A. Mutalova

Ufa State Petroleum Technological University

Email: keqkfv@gmail.com

Master's Student

Russian Federation, 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450062

References

Supplementary files