Исследование нестационарности естественной сепарации газа при помощи экспериментального стенда и математического моделирования

Естественная сепарация газа является важным процессом в скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), который влияет на эффективность работы системы «скважина – насос – подъемник». В настоящий момент совокупность знаний о данном процессе требует критического анализа и дальнейшего совершенствования. В статье представлены результаты изучения нестационарных особенностей процесса сепарации пузырьков газа в затрубное пространство в околоприемной области модели скважины с условно-радиальным входом. Проанализированы результаты испытаний на экспериментальном стенде, а также результаты численного моделирования в нестационарном многофазном симуляторе. Эксперименты проведены на экспериментальном стенде с внутренним диаметром модели эксплуатационной колонны 80 мм и внешним диаметром модели приемного модуля 64 мм, с учетом возможности измерения расходов жидкости и газа, а также высокоскоростной видеосъемки процессов, происходящих в околоприемной области модели скважины. Показаны нестационарные особенности течения газожидкостных смесей на основе визуализации движения потока в околоприемной области для модельных смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух». Выявлено, что на малых отрезках времени (<1 с) режимы с пробково-эмульсионной структурой потока характеризуются значительной нестационарностью. Результаты численного моделирования указывают на то, что подобное нестационарное поведение может приводить к пульсационной работе скважины и УЭЦН.

На основе критического анализа полученных результатов исследований сформулированы перспективные направления: изучение теоретических основ сепарации в околоприемной области насоса; промысловые и стендовые эксперименты; численное моделирование естественной сепарации газа в затрубное пространство скважины, оборудованной УЭЦН.

1. Брилл Д.П., Мукерджи Х. (2006). Многофазный поток в скважинах. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 384 с.

2. Волков М.Г. (2016). Методика расчёта коэффициента естественной сепарации в процессе освоения нефтедобывающей скважины. Нефтегазовое дело, Т.14, №4. с. 45-49. https://ngdelo.ru/files/ngdelo/2016/4/ngdelo-4-2016-p45-49.pdf

3. Горидько К.А. (2023). Влияние изменяющихся свойств газожидкостной смеси по длине насоса на характеристики погружной электроцентробежной насосной установки. Диссертация канд. техн. наук. (Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений). РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

4. Дроздов А.Н. (1983). Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Диссертация канд. техн. наук. (Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений). МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.

5. Иванов В.А., Вербицкий В.С., Хабибуллин Р.А., Горидько К.А., Никонов Е.И. (2024a). Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса. Neftegaz.RU, №8(152), с. 78-84.

6. Иванов В.А., Хабибуллин Р.А., Ющенко Т.С., Дёмин Е.В., Вербицкий В.С. (2024b). Разработка динамической модели скважины в режиме периодического кратковременного включения погружного электроцентробежного насоса. Москва: РГУ, 89 с.

7. Лиссук М. (2001). Разработка методики расчета давления на приеме погружного электроцентробежного насоса. Диссертация канд. техн. наук. (Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений). РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

8. Ляпков П.Д., Гуревич А.С. (1973). Об относительной скорости газовой фазы в стволе скважины перед входом в глубинный насос. Нефтепромысловое дело, №8. с. 6-10.

9. Ляпков П.Д. (1987). Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. Москва: МИНГ, 71 с.

10. Мищенко И.Т., Гуревич А.С. (1969). Сепарация газа у приема погружного центробежного насоса. Нефтепромысловое дело, №3, с. 7-10.

11. Мищенко И.Т., Гуревич А.С. (1970). Сепарация газа у приема погружного оборудования, работающего в нефтяной скважине. Нефтяное хозяйство, №3, с. 52-56.

12. Мищенко И.Т. (2003). Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. Москва: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 816 с.

13. Пашали А.А. (2011). Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: Диссертация канд. техн. наук. (Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений). Уфимский государственный нефтяной технический университет.

14. Пашали А.А., Зейгман Ю.В. (2022). К вопросу повышения эффективности естественной сепарации газа в нефтяных скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Нефтяное хозяйство, №5, с. 94-97. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-94-97

15. Уразаков К.Р., Тугунов П.М., Алиметов Ш.А. (2021). Моделирование течения газожидкостного потока на приеме электроцентробежных насосных установок с каркасно-проволочным фильтром. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. Т.332, №11, с. 68-77. https://doi.org/10.18799/24131830/2021/11/2879

16. Alhanati F.J.S. (1993). Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation. Ph.D. dissertation (Petroleum Engineering). The University of Tulsa.

17. Bedrin V.G., Khasanov M.M., Khabibullin R.A., Krasnov V.A., Pashali A.A., Litvinenko K.V., Elichev V.A., Prado M. (2008). High GLR ESP Technologies Comparison, Field Test Results. SPE-117414-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, 16 p. https://doi.org/10.2118/117414-MS

18. Elichev V.A., Khabibullin R.A., Krasnov V.A., Litvinenko K.V., Prado M.G. (2009). Performance Analysis of ESP Systems in High-GLR Wells: From Lab Experiments to Practical Field Applications. SPE-120628-MS. In: SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, 9 p. https://doi.org/10.2118/120628-MS

19. Ghauri W.K. (1980). Production Technology Experience in a Large Carbonate Waterflood, Denver Unit, Wasson San Andres Field. Journal of Petroleum Technology, Vol. 32 (09), pp. 1493-1502. https://doi.org/10.2118/8406-PA

20. Harun A.F., Prado M.G., Serrano J.C., Doty D.R. (2000). A Simple Model To Predict Natural Gas Separation Efficiency in Pumped Wells. SPE-63045-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 10 p. https://doi.org/10.2118/63045-MS

21. Harun A.F., Prado M.G., Serrano J.C., Doty D.R. (2001). A Mechanistic Model to Predict Natural Gas Separation Efficiency in Inclined Pumping Wells. SPE-67184-MS. In: SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, 9 p. https://doi.org/10.2118/67184-MS

22. Lackner G. (1997). The Effect of Viscosity on Downhole Gas Separation in a Rotary Gas Separator. Ph.D. dissertation. (Petroleum Engineering). The University of Tulsa.

23. Lea J.F., Bearden J.L. (1982). Effect of Gaseous Fluids on Submersible Pump Performance. Journal of Petroleum Technology, Vol. 34 (12), pp. 2922-2930. https://doi.org/10.2118/9218-PA

24. Liu B., Prado M.G. (2004). Modeling Downhole Natural Separation Using a Bubble Tracking Method. ASME, 8 p. https://doi.org/10.1115/PVP2004-2844

25. Marquez R., Prado M.G. (2003). A New Robust Model for Natural Separation Efficiency. SPE-80922-MS. In: SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, 11 p. https://doi.org/10.2118/80922-MS

26. Marquez R. (2004). Modeling Downhole Natural Separation. Ph.D. dissertation (Petroleum Engineering). The University of Tulsa.

27. Nikonov E.I., Verbitsky V.S., Goridko K.A., Shishulin V.A., Suleymanov M.A. (2024). The Study of Solid Particles Effect on the Gas Bubble Dispersion Dynamics of Complex Gas-Liquid Mixtures at the Intake Screen of Submersible Pump. SOCAR Proceedings, №2, pp. 61-70. http://dx.doi.org/10.5510/OGP20240200967

28. Okafor C.C., Verdin P.G., Hart P. (2021). CFD Investigation of Downhole Natural Gas Separation Efficiency in the Churn Flow Regime. SPE-204509-MS. In: SPE Gulf Coast Section Electric Submersible Pumps Symposium, Texas, 21 p. https://doi.org/10.2118/204509-MS

29. Okafor C.C., Verdin P.G. (2024). 3D computational fluid dynamics analysis of natural gas separation efficiency in multiphase pumping wells with heterogeneous flow regime. Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics, Vol.18, №1, 22 p. https://doi.org/10.1080/19942060.2024.2395452

30. Sambangi S.R. (1994). Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation with Rotary Gas Separator. MSc thesis. The University of Tulsa.

31. Serrano J.C. (1999). Natural separation efficiency in electric submersible pump systems. MSc thesis. The University of Tulsa.

32. Shakirov A.M. (2011). An Accurate Model to Predict Natural Separation Efficiency based on Common Data. MEALF-00098. In: Middle East Artificial Lift Forum, Bahrain, 8 p.

33. Vieira S.C., Custodio D.A.S., Verde W.M., Biazussi J.L., de Castro M.S., Bannwart A.C. (2021). Experimental Investigation of Gas-Liquid Separation for Two-Phase Flow within Annular Duct of an ESP Skid. Journal of Petroleum Science and Engineering. №198, 29 p. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108130

34. Yushchenko T.S., Demin E.V., Ivanov V.A., Khabibullin R.A., Volkov A.V. (2024). Case Studies and Operation Features of Transient Multiphase flow in low-flow wells with multistage fracturing and extended horizontal wellbore operated with ESP in PSA mode. Petroleum Research, №9(4), pp. 657-672. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2024.06.005