Проектирование оптимального режима работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), и решение производственных задач энергосбережения в современном нефтегазовом деле является актуальным трендом развития механизированной добычи нефти не только на российских месторождениях, но и на многих нефтегазовых объектах мира. Ряд научных и исследовательских работ, а также промысловая практика свидетельствуют о необходимости совершенствования методов проведения инженерных расчетов в области механизированной эксплуатации добывающих скважин, в том числе, совершенствования методов определения эффективности сепарации газа в околоприемной области глубинно-насосного оборудования (ГНО) (естественная сепарация и общая сепарация газа, включая работу газосепаратора) (Иванов и др., 2024a; Пашали, Зейгман, 2022).Целью работы является изучение и описание нестационарных особенностей процесса естественной сепарации (ЕС) газа на основе стендовых исследований и математического моделирования.Задачи, поставленные в настоящей статье:• обзор отечественной и зарубежной научной литературы касательно процессов естественной сепарации газа у приема ГНО с условно-радиальным входом для систематизации фундаментальных знаний о данном физическом явлении;• выявление неполноты накопленных знаний, необходимости уточнения существующих теоретических представлений о процессе естественной сепарации газа у приема УЭЦН, для формирования рекомендаций к проведению экспериментальных, промысловых и теоретических исследований;• описание нестационарности процесса естественной сепарации газа на основе визуализации процесса посредством высокоскоростной видеосъемки и верификация полученных эмпирических представлений путем моделирования процесса при постоянных режимах работы скважины и УЭЦН в динамическом симуляторе многофазного потока.Обобщение существующих знаний о процессе естественной сепарации газа у приема УЭЦНЭффективность естественной сепарации газа в скважинах, оснащенных УЭЦН, зависит от множества факторов: геометрических характеристик скважины и околоприемного пространства; расположения приемного модуля относительно интервала перфорации; физико-химических свойств добываемых флюидов; технологических параметров работы скважины; структуры потока газожидкостной смеси (ГЖС); режима работы насоса и других параметров (Иванов и др., 2024a). Коэффициент естественной сепарации Kес можно определить при помощи выражения (1):, (1)где qгзатр(Pпр,Tпр) – объемный расход свободного газа, поступившего в результате естественной сепарации в затрубное пространство скважины, при термобарических условиях приема УЭЦН, м3/сут; qгпр(Pпр,Tпр) – объемный расход свободного газа, поступившего на прием (до сепарации), при термобарических условиях приема УЭЦН, м3/сут; Pпр – давление на приеме УЭЦН, МПа; Tпр – температура на приеме УЭЦН, оС.Проведенный анализ исследований из открытых литературных источников позволил систематизировать знания о процессе естественной сепарации газа у приема ГНО с условно-радиальным входом, то есть классифицировать их по типам исследований (промысловые работы, стендовые эксперименты или численное гидродинамическое моделирование); а также выявить для каждого исследования отличительные особенности, представленные в табл. 1.Из табл. 1 видно, что рассмотренные научные исследования затрагивают обширную область знаний о процессе естественной сепарации газа в околоприемной области добывающей скважины, оборудованной УЭЦН, которые были обобщены в виде инфографики на рис. 1. Диапазоны и значения исследованных параметров, оказывающих влияние на эффективность естественной сепарации газа, следующие.1. Значения диаметров эксплуатационных колонн (ЭК), насосно-компрессорных труб (НКТ) и УЭЦН носят локальный характер для каждого конкретного исследования и не имеют обобщения, то есть обычно авторы не исследуют влияние площади затрубного пространства в рамках одного исследования.2. Исследовано влияние угла наклона скважины в широком диапазоне значений (5о, 15о, 30о, 45о, 60о, 90о).3. В широких диапазонах исследованы технологические параметры работы скважины:• обводненность (0 ÷ 100%);• давление на приеме насоса (до 8 МПа);• расход жидкости (до 477 м3/сут);• объемно-расходная доля свободного газа в потоке до сепарации (или объемно-расходное содержание свободного газа в потоке до сепарации) βг – формула (2); при этом максимальное значение объемно-расходного содержания свободного газа ограничивается 70.9% (указанное в явном виде), что говорит о возможности изучения режимов при βг > 70.9%., (2)где qг(P,T) – объемный расход свободного газа при давлении P и температуре T, м3/сут; qж(P,T) – объемный расход жидкости при давлении P и температуре T, м3/сут.4. Физико-химические свойства флюидов исследованы достаточно широко:• вязкость жидкости исследована в большом диапазоне значений (1 ÷ 100 мПа·с) (Lackner, 1994; Okafor et al., 2021, 2024);• исследовано влияние плотности жидкости (870 и 1000 кг/м3) (Okafor et al., 2021, 2024), при этом в промысловых исследованиях плотность жидкости принимает различные значения;• проведены исследования при различных значениях поверхностного натяжения на границе раздела «жидкость – газ» (0.032, 0.042, 0.067, 0.072 Н/м) (Okafor et al., 2021, 2024; Иванов и др., 2024a).Однако все еще остается недостаточно изученным влияние на эффективность ЕС различных параметров: форма и размеры приемных отверстий (Okafor et al., 2021, 2024) и гидравлические характеристики фильтра приемного устройства (Уразаков и др., 2021); площадь затрубного пространства и внешние диаметры насосно-компрессорных труб (НКТ) и УЭЦН (Okafor et al., 2021, 2024; Иванов и др., 2024a); наличие в потоке флюидов твердых взвешенных частиц (ТВЧ) (Nikonov et al., 2024); структура газожидкостного потока; периодический режим работы скважин с УЭЦН; нестандартные компоновки УЭЦН (например, с кожухом и хвостовиком) и нетипичные режимы эксплуатации (например, режим фонтанирования через затрубное пространство (Горидько, 2023)). Табл. 1. Обобщение исследований процесса естественной сепарации газа в скважинах, оборудованных УЭЦН, по данным различных исследователей Рис. 1. Инфографика исследованных диапазонов параметров, влияющих на эффективность естественной сепарации, по данным различных авторов: А – расход жидкости; Б – объемно-расходное содержание свободного газа в потоке до сепарации; В – давление на приеме; Г – диаметры ЭК, НКТ, УЭЦН Для дальнейшего развития знаний о процессе естественной сепарации газа у приема УЭЦН необходимо:1. проведение новых экспериментов в ранее неизученных диапазонах свойств флюидов, технологических и геометрических параметров;2. накопление экспериментальных данных по влиянию структур газожидкостного потока на Kес;3. исследование и описание нестационарности процесса ЕС разного временного масштаба:влияние периодических режимов работы УЭЦН на величину Kес;влияние нестационарных явлений движения, дробления, коалесценции газовой фазы на величину Kес, существующих как при постоянных, так и периодических режимах работы скважины, оборудованной УЭЦН;4. изучение влияния наличия в многофазном потоке твердых взвешенных частиц (ТВЧ) на эффективность естественной сепарации газа (Nikonov et al., 2024);5. доработка и настройка различных теоретических моделей расчета Kес путем адаптации и проверки на экспериментальных и промысловых данных.Многие авторы научных работ оперируют моделями расчета Kес, в которых используется параметр относительной скорости газа в околоприемной области межтрубного пространства υ0, зависящий от множества физических величин:, (3)где υж – истинная скорость жидкости, м/с; υг – истинная скорость газа, м/с; qж – расход жидкости перед входом в насос при термобарических условиях приема, м3/сут; qг – расход газа перед входом в насос при термобарических условиях приема, м3/сут; ρж – плотность жидкости, кг/м3; ρг – плотность газа, кг/м3; μж – вязкость жидкости, мПа·с; σ – поверхностное натяжение на границе «жидкость-газ», Н/м; DЭК – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dУЭЦН – внешний диаметр УЭЦН, м; dП – диаметр пузырька газа при термобарических условиях приема, м.При помощи υ0 в аналитических моделях косвенно учитывается влияние свойств флюидов и геометрии скважины на Kес. Однако υ0 зависит от диаметра газового пузырька, что осложняет процесс расчетов. Детальное изучение существующих эмпирических зависимостей для оценки υ0 показывает, что они нуждаются в настройке к конкретным геолого-физическим условиям. В текущем виде подход с использованием υ0 сложно применим в инженерных расчетах и нуждается в модернизации.Экспериментальные исследования естественной сепарации газаВ работе описаны результаты исследований процесса естественной сепарации газа, проведенных в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений) при помощи экспериментального стенда (рис. 2), моделирующего постоянный режим работы погружного электроцентробежного насоса с условно-радиальным входом газожидкостного потока в приемное устройство. В рамках экспериментов рассматривались установившиеся сонаправленные режимы потоков газа и жидкости в широких диапазонах технологических параметров. Фиксация исследуемых параметров проводилась следующим образом:1. инструментальный замер расходов газа через НКТ и затрубное пространство;2. высокоскоростная видеосъемка околоприемной области модели скважины через прозрачную эксплуатационную колонну при помощи видеокамеры «Phantom Miro eX4» (Vision Research company, США) с частотой кадров до 1800 fps. Рис. 2. Схема стенда для проведения экспериментов  Эксперименты проводились при помощи четырех модельных смесей: «Вода-Воздух» (ВВ), «Вода-ПАВ-Воздух» (ВПВ), «Вода-Воздух-ТВЧ» (ВВ ТВЧ) и «Вода-ПАВ-Воздух-ТВЧ» (ВПВ ТВЧ). В качестве жидкости в смесях использовалась техническая вода. Для смесей ВВ поверхностное натяжение на границе раздела жидкой и газовой фаз составляет 0.072 Н/м, для ВПВ – 0.042 Н/м (в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) использовался деэмульгатор «Дисолван 4411» с объемной концентрацией 0.05%)[1]. В модельных смесях ВВ ТВЧ и ВПВ ТВЧ в качестве твердой фазы использовались частицы кварцевого песка неправильной формы со средним диаметром 0.2–0.6 мм с концентрацией взвешенных частиц 1000 мг/л.Экспериментальный стенд обладает следующими геометрическими особенностями: внутренний диаметр модели эксплуатационной колонны DЭК = 80 мм, внешний диаметр модели приемной сетки dсетки = 64 мм. Во всех экспериментах на входе в приемный модуль поддерживалось одинаковое избыточное давление 0.04-0.05 МПа. Методика проведения экспериментов подробно описана в работах (Иванов и др., 2024a; Nikonov et al., 2024).Полученные в результате обработки инструментальных замеров расходов газа через НКТ и затрубное пространство зависимости коэффициента естественной сепарации от расхода жидкости представлены на рис. 3 для всех исследованных режимов. Несмотря на то, что аппроксимация фактических замеров квадратичной функцией имеет больший коэффициент детерминации, в данном сравнительном анализе более наглядно и проще использование линейных трендов для каждой из четырех модельных смесей, которые характеризуются достаточно высокими коэффициентами детерминации («Вода-Воздух» → R2 = 0.956; «Вода-ПАВ-Воздух» → R2 = 0.969; «Вода-Воздух-ТВЧ» → R2 = 0.919; «Вода-ПАВ-Воздух-ТВЧ» → R2 = 0.977).Из рис. 3 видно, что уменьшение поверхностного натяжения на границе фаз «Жидкость-Газ» приводит к небольшому снижению Kес (до 5%) в исследованных диапазонах технологических параметров. В статье (Nikonov et al., 2024) на основе обработки видеофайлов данных исследований показано, что для режимов модельной смеси «Вода-ПАВ-Воздух» средние диаметры пузырьков газа (0.91 мм) меньше, чем для смеси «Вода-Воздух» (1.89 мм). Ввиду меньших средних размеров пузырьков газа для модельной смеси «Вода-ПАВ-Воздух», для нее характерны меньшие вертикальные относительные скорости пузырьков газа в газожидкостном потоке в околоприемной области затрубного пространства при близких значениях технологических параметров, что приводит к уменьшению значений Kес по сравнению со значениями для модельной смеси «Вода-Воздух». Данное наблюдение и объяснение процесса соответствует исследованиям различных авторов, однако, для его подтверждения в рамках проведенных экспериментов необходима дополнительная оценка значений относительной скорости газа для исследованных режимов при помощи обработки видео.Представленные линейные тренды Kес для модельных смесей «Вода-Воздух-ТВЧ» и «Вода-ПАВ-Воздух-ТВЧ» требуют дальнейшего детального анализа. Подробный анализ оценки относительных скоростей газа на основе обработки видеозаписей, а также исследование влияния наличия твердой фазы в модельном потоке на эффективность естественной сепарации планируется представить в дальнейшем. Рис. 3. Замеренные значения Kес для модельных смесей «Вода-Воздух», «Вода-ПАВ-Воздух», «Вода-Воздух-ТВЧ», «Вода-ПАВ-Воздух-ТВЧ» Обработка экспериментальных данныхВ ходе обработки видеофайлов визуально были определены структуры двухфазного потока для каждого из режимов исследуемых модельных смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух». Отмечены следующие структуры потоков:1. для смеси ВВ при βг ≤ 30% – пузырьковая; при βг ≥ 35.4% – пробково-эмульсионная;2. для смеси ВПВ при βг ≤ 33.1% – пузырьковая; при βг ≥ 39.3% – пробково-эмульсионная.В табл. 2 представлены основные технологические параметры (расход жидкости qж, расход газа до сепарации qг, объемно-расходная доля свободного газа в потоке перед сепарацией βг при термобарических условиях приема) и коэффициенты ЕС различных режимов модельных смесей ВВ и ВПВ, снятых на видео (покадровая динамика колебания скорости пузырьков газа при появлении в кадре газовой пробки для режима 3-ВВ https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/428; покадровая динамика движения пузырьков газа, вернувшихся из затрубного пространства, для режима 6-ВВ https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/430, https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/432). Табл. 2. Характеристика снятых на видео режимов для модельных смесей ВВ и ВПВ В ходе изучения видеозаписей режимов потока модельных смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух» отмечено, что для режимов 0-ВВ, 0-ВПВ, 1-ВПВ характерны продолжительные интервалы времени, в течение которых наблюдается режим «нулевой сепарации» – когда ввиду достаточно больших расходов жидкости (которым соответствуют большие значения числа Рейнольдса (Иванов и др., 2024a)) весь свободный газ заходит в приемные отверстия. В данном случае захватывание маленьких пузырьков из затрубного пространства связано с малыми размерами пузырьков газа, их равномерным распределением в жидкости (дисперсно-пузырьковая структура потока) и достаточной силой воздействия со стороны потока жидкости, направляемого в насос.На рис. 4 показано визуальное сравнение разных модельных смесей при пробково-эмульсионной структуре потока для режимов 6-ВВ и 6-ВПВ (при близких значениях технологических параметров). При пробково-эмульсионной структуре модельная смесь «Вода-ПАВ-Воздух» характеризуется более выраженной неоднородностью по размерам пузырьков газа, средний диаметр пузырьков газа (dп.ср.) для режима 6-ВПВ составляет 0.9 мм. Для режима 6-ВВ модельной смеси «Вода-Воздух» средний диаметр пузырьков составляет 2.4 мм. Рис. 4. Визуальное сравнение газожидкостных потоков модельных смесей ВВ и ВПВ на примере режимов со схожими технологическими параметрами при пробково-эмульсионной структуре потока (6-ВВ и 6-ВПВ). dп.ср – средний диаметр пузырьков газа для конкретного режима. Одной из отмеченных особенностей пробково-эмульсионных режимов потока являются колебания истинной скорости газовых пузырьков во времени. Покадровая визуализация данной особенности для модельной смеси «Вода-Воздух» с частотой раскадровки один кадр в 10 миллисекунд представлена на рис. 5. В момент, когда в кадре появляется большая пробка газа, маленькие пузырьки вокруг нее замедляются относительно своей средней скорости при равномерном распределении в потоке жидкости. Это можно проследить по положению пузырька, отмеченного розовым кружком (угол наклона прямой линии, проходящей через розовые кружки на трех соседних кадрах, уменьшается до момента разрыва пробки газа – пузырек как будто зависает). Далее после разрыва газовой пробки около приемной сетки насоса наблюдается увеличение скорости больше среднего значения как для пузырьков, находящихся вокруг пробки, так и пузырьков, находящихся под ней. Это можно отметить по положению пузырька, отмеченного оранжевым кружком (угол наклона оранжевой прямой больше, чем у розовой прямой в начале раскадровки). Данную нестационарную особенность можно объяснить тем, что вокруг большой пробки газа возникает нисходящий поток жидкости, который препятствует движению маленьких пузырьков вверх (Брилл, Мукерджи, 2006). При схлопывании пробки газа жидкость около нее стремится занять ее место, что способствует ускорению пузырьков, находящихся вокруг пробки. Рис. 5. Покадровая динамика колебания скорости пузырьков газа при появлении в кадре газовой пробки для режима 3-ВВ с шагом 10 мс Еще одной особенностью, отмеченной в определенных режимах, было возвращение пузырьков газа сверху из затрубного пространства в область приема, в результате чего часть вернувшихся пузырьков заходила в приемную сетку, уменьшая эффективность сепарации, а оставшаяся часть вновь сепарировалась в затрубное пространство. На рис. 6 представлена покадровая динамика движения пузырьков газа, вернувшихся из затрубного пространства для пробковой структуры модельной смеси «Вода-Воздух» с частотой кадров каждые 5 миллисекунд. Зеленым цветом отмечены пузырьки газа, вернувшиеся из затрубного пространства. Розовым цветом отмечены те вернувшиеся из затрубного пространства пузырьки, которые зайдут в приемную сетку в течение 1–3 кадров. Для смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух» данная особенность была отмечена для всех режимов с пробково-эмульсионной структурой потока. Подобное поведение может быть обусловлено нестационарностью процессов, протекающих в различных элементах системы «модель пласта – модель скважины – насос – модель подъемника», в том числе и в части модели скважины над приемной сеткой насоса – в затрубном пространстве. Однако видеофиксации процессов, происходящих в затрубном пространстве над приемным модулем, замеров положения динамического уровня жидкости и замеров мгновенных расходов жидкости через насос не проводилось в рамках данных исследований. Кроме того, возвращение пузырьков газа сверху при пробково-эмульсионных режимах потока может быть связано с наличием в области приема большой газовой пробки, не попавшей в кадр, которая создает вокруг себя нисходящий поток жидкости с распределенными в ней пузырьками газа. Рис. 6. Покадровая динамика движения пузырьков газа, вернувшихся из затрубного пространства, для режима 6-ВВ с шагом 5 мс На рис. 7 представлена динамика изменения мгновенных значений эффективности естественной сепарации газа в затрубное пространство для модельных смесей «Вода-Воздух» (режимы 1-ВВ и 3-ВВ) и «Вода-ПАВ-Воздух» (режимы 2-ВПВ и 4-ВПВ). Визуально режимы 1-ВВ и 2-ВПВ характеризуются пузырьковой структурой потока (βг = 25.1% и 27.6%, соответственно), режимы 3-ВВ и 4-ВПВ характеризуются пробковой структурой потока ГЖС (βг = 35.4% и 39.3%, соответственно). Средние значения коэффициентов естественной сепарации, расходов жидкости и газа до сепарации, а также объемно-расходного содержания свободного газа в потоке перед сепарацией для данных режимов указаны в табл. 2. Графики, представленные на рис. 7, были получены при помощи обработки видеозаписей указанных режимов. В процессе обработки видео при помощи миллиметровой шкалы проводилось измерение накопленных объемов газовых пузырьков, заходящих в приемный модуль и уходящих в затрубное пространство за временной шаг 0.1 с. Значительных отличий динамики изменения мгновенных значений Kг для разных модельных смесей в рамках одинаковых структур потока не отмечается. Для пузырьковой структуры потока для обеих модельных смесей характерны небольшие абсолютные колебания 5–10% относительно среднего значения Kес. Режимы с пузырьковой структурой потока можно характеризовать как достаточно стабильные во времени. При этом для пробковой структуры потока для обеих модельных смесей наблюдаются значительные абсолютные колебания Kес до 20–30%. Подобное нестабильное поведение режимов с пробковой структурой потока может объяснять нестационарные особенности, описанные ранее. Периодическое мгновенное увеличение содержания свободного газа в потоке, поступающем в приемный модуль, может приводить к нестабильной работе насоса, мгновенной деформации его напорно-расходной характеристики (НРХ), в результате чего могут происходить колебания уровня жидкости над насосом в затрубном пространстве.Далее будут описаны результаты моделирования экспериментальных режимов в симуляторе OLGA[2], которые помогают объяснить описанные выше визуально наблюдаемые процессы. Рис. 7. Динамика изменения мгновенного Kес во времени для модельных смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух» Численное моделирование экспериментальных режимовВ рамках исследований процесса ЕС проведено моделирование полученного набора экспериментальных режимов при помощи нестационарного симулятора многофазных потоков OLGA с целью объяснения процессов, происходящих в околоприемной области, которые не были изучены при проведении стендовых экспериментов. Для этого в симуляторе были созданы два варианта моделей-аналогов реального физического стенда (рис. 8), отличие которых заключается в различных типах узлов (Internal node – имеет конечный объем, Junction node – имеет нулевой объем), где происходит разделение общего газожидкостного потока в эксплуатационной колонне на два разных потока:• поток в затрубном пространстве над приемной сеткой;• поток, направляющийся в насос.На рис. 8 представлена схема модели физического стенда для исследования естественной сепарации в симуляторе OLGA. Цифрами отмечены характерные элементы модели:1. Устье модели скважины (насосно-компрессорных труб – Tubing и затрубного пространства – Annulus).2. УЭЦН: ESP – модель насоса; ESP_CONTROL – модель станции управления.3. Модуль, отвечающий за расчет накопленного коэффициента естественной сепарации газа, состоящий из двух трансмиттеров, измеряющих накопленную добычу газа ACCQGST через приемное устройство и через затрубное пространство, а также алгебраического контроллера Ksep_accumulated с расчетной формулой. Данный модуль необходим в случаях нестабильной работы системы, когда мгновенный Kес неудобен для анализа.4. Модуль, отвечающий за расчет мгновенного коэффициента естественной сепарации газа, состоящий из двух трансмиттеров, измеряющих мгновенные дебиты газа QG через приемное устройство и через затрубное пространство, а также алгебраического контроллера Ksep_instant с расчетной формулой.5. Модуль, отвечающий за расчет объемно-расходной доли свободного газа в газожидкостном потоке перед сепарацией, состоящий из двух трансмиттеров, измеряющих мгновенные дебиты жидкости QL и газа QG перед входом в приемное устройство (в верхней точке линии Wellbore), а также алгебраического контроллера Bg с расчетной формулой.6. Массовые источники воды и воздуха на забое модели скважины.7. Два варианта узла разделения газожидкостного потока (Internal node и Junction node). Рис. 8. Модель физического стенда для исследования экспериментальных режимов в симуляторе OLGA (описание цифровых обозначений рисунка представлено в тексте статьи) На рис. 9 и в табл. 3 представлены результаты замеров коэффициентов естественной сепарации, полученные в ходе стендовых экспериментов (замеры Kес), а также результаты трех вариантов расчетов в ПО OLGA:1. Расчеты с использованием Junction node;2. Расчеты с использованием Internal node с автоматически рассчитываемым объемом (корректировка объема Internal node не привела к улучшению сходимости расчета и эксперимента);3. Расчеты с использованием Internal node с автоматически рассчитываемым объемом + Настройка коэффициента естественной сепарации с использованием системы дополнительного перепуска газа. Рис. 9. Различные варианты расчета Kес в симуляторе OLGA Табл. 3. Сравнение экспериментально-замеренных и расчетных данных Результаты расчета довольно сильно зависят от объемно-расходной доли свободного газа βг в газожидкостном потоке в околоприемной области межтрубного пространства расчетной модели, поэтому результаты моделирования также настраивались на соответствие экспериментальных и расчетных значений βг  (получены относительные погрешности не более 3.3%). Расчет βг  проводился при помощи блока 5, отмеченного на рис. 8. В табл. 3 также представлены расчеты относительных погрешностей для трех наборов расчетных значений Kес (δKес, %) и βг  (δβг , %) относительно экспериментальных данных (формулы (4) и (5))., (4), (5)где δiKес – относительная погрешность для коэффициентов естественной сепарации, %; δiβг – относительная погрешность для объемно-расходной доли свободного газа до сепарации, %; KесЭi – коэффициент естественной сепарации из эксперимента для i-ого режима, %; KесРi – коэффициент естественной сепарации из расчета OLGA для i-ого режима, %; βгЭi – объемно-расходная доля свободного газа до сепарации из эксперимента для i-ого режима, %; βгРi – объемно-расходная доля свободного газа до сепарации из расчета OLGA для i-ого режима, %.Расчеты, полученные на модели с Junction node, имеют худшую сходимость из всех полученных результатов. Расчетные точки, полученные с Internal node без настройки, показывают достаточно хорошую сходимость с экспериментами при расходах жидкости > 20 м3/ сут. При уменьшении дебитов жидкости менее 20 м3/ сут наблюдаются значительные расхождения расчетных и фактических Kес (35–45%).В работах (Иванов и др., 2024b; Yushchenko et al., 2024) представлен математический подход, предназначенный для настройки процесса сепарации в нестационарном симуляторе OLGA. Данный подход подразумевает задание на вход расчета значения Kес, которое предварительно должно оцениваться при помощи аналитических методик. Предложенный метод может быть использован как для настройки общей сепарации при наличии в составе УЭЦН газового сепаратора, так и для настройки процесса естественной сепарации газа. На рис. 9 результаты расчетов с использованием данного подхода (Internal node + Настройка) характеризуются лучшей сходимостью с экспериментом. Дальнейшие расчеты проводились при использовании данного способа настройки.Для понимания физики происходящих в затрубном пространстве нестационарных процессов, в модели OLGA были проведены расчеты с малым шагом вывода графических данных. Для вывода данных в симуляторе был выбран шаг вывода точек 0.1 с, аналогичный шагу обработки видеофайлов, для сопоставления рассчитанной динамики Kес с динамикой, определенной по видео. На рис. 10 представлено сравнение мгновенных коэффициентов естественной сепарации газа, полученных в результате расчета в симуляторе (Internal node + Настройка) и при помощи обработки видеофайлов, для режимов 1-ВВ и 3-ВВ. Рассчитанная динамика коэффициента ЕС на модели близка к динамике, полученной из видеофайлов, что позволяет проводить дальнейший анализ расчетов.На рис. 11 представлена динамика мгновенной подачи насоса по жидкости (в рабочих условиях) и мгновенных коэффициентов естественной сепарации для режимов 1-ВВ и 3-ВВ. Наблюдаются колебания мгновенных расходов жидкости через насос: для режима 1-ВВ – от 53.9 до 55.7 м3/сут (среднее значение 54.3 м3/сут); для режима 3-ВВ – от 51.2 до 54.2 м3/сут (среднее значение 52 м3/сут).Как указывалось ранее, для режима 1-ВВ характерна пузырьковая структура потока, а для режима 3-ВВ – пробковая, что определяет амплитуду колебаний мгновенной доли свободного газа в газожидкостном потоке перед входом в приемный модуль. Ввиду меньших значений остаточной объемно-расходной доли свободного газа в потоке, перекачиваемом насосом, для режима 1-ВВ (βгост ~ 24.5%) по сравнению с режимом 3-ВВ (βгост ~ 27.5%) на 3–4%, а также ввиду более стабильного во времени расхода газа, заходящего в насос, мгновенная подача насоса по жидкости для режима 1-ВВ также более стабильна во времени.При мгновенном уменьшении подачи насоса по жидкости меньше среднего значения часть жидкости, поступающей в модель скважины, уходит в затрубное пространство, тем самым облегчая процесс сепарации газа. В момент мгновенного увеличения расхода жидкости через насос больше среднего значения происходит откачка части жидкости из затрубного пространства над насосом, что усложняет сепарацию газа. На рис. 12 показаны мгновенные значения приведенной скорости газа в затрубном пространстве над насосом. Для режима 3-ВВ характерны значительные колебания скорости газа, с достижением отрицательных значений (поток газа направлен вниз к приемной сетке), что говорит о периодическом возникновении режима «нулевой сепарации», когда нисходящая скорость жидкости в затрубном пространстве настолько велика, что весь газ увлекается нисходящим потоком в приемный модуль. Это может объяснять отмеченные при обработке видеофрагментов процессы, связанные с периодическим возвратом пузырьков газа сверху из затрубного пространства в околоприемную область.На рис. 13 представлена динамика колебаний мгновенных значений Kес, расхода жидкости через насос qж и остаточного объемно-расходного содержания свободного газа в насосе βгост после сепарации для режима 6-ВВ (с пробково-эмульсионной структурой потока), рассчитанного в симуляторе. Наблюдается пульсационный характер работы насоса. Для данного режима характерны значительные колебания Kес, что приводит к изменению во времени остаточного объемно-расходного содержания свободного газа в потоке, заходящем в насос. Периодически наблюдается превышение критического значения объемно-расходной доли свободного газа в насосе (βгост > βгост.крит; βгост ~ 60 ÷ 65%), что приводит к кратковременному режиму «срыва подачи». Рис. 10. Сравнение мгновенных Kес, определенных при помощи видео и рассчитанных в OLGA Рис. 11. Динамика мгновенных коэффициентов естественной сепарации и расходов жидкости через насос для режимов 1-ВВ и 3-ВВ, рассчитанных в симуляторе OLGA Рис. 12. Динамика скоростей газа и жидкости в затрубном пространстве над входом в приемный модуль для режимов 1-ВВ и 3-ВВ, рассчитанных в симуляторе OLGA33На рис. 11 и 12 представлены различные временные отрезки для большей наглядности демонстрационных данных Рис. 13. Динамика колебаний мгновенных значений Kес, расхода жидкости через насос qж и остаточного объемно-расходного содержания свободного газа в насосе βгост для режима 6-ВВ, рассчитанного в симуляторе OLGA (изменение коэффициента естественной сепарации, рассчитанного в симуляторе OLGA, соответствует допущениям расчетной модели, а также теоретическим основам сепарационных процессов на приеме ГНО для условно-осевого и условно-радиального входа в приемное устройство, изложенным в книге Мищенко И.Т. (2003).) Обсуждение результатовПодобное поведение (рис. 13) может наблюдаться на реальных скважинах с повышенным содержанием свободного газа у приема УЭЦН. В работе (Bedrin et al., 2008) представлен анализ фактической работы скважин с различными технологиями, обеспечивающими работу ЭЦН с избыточным содержанием свободного газа за счет наличия в компоновке специального предвключенного устройства или специальной конструкции рабочих органов насоса. На рис. 14 представлена полученная посредством испытаний с использованием многофазного расходомера фактическая динамика технологических показателей (газовый фактор, дебиты жидкости, нефти и газа) скважины с УЭЦН в одном из исполнений для обеспечения работы при большом содержании свободного газа на приеме насоса. Пример на рис. 14 схож с экспериментальным режимом 6-ВВ по значению параметра объемно-расходное содержание свободного газа в потоке у входа в приемный модуль до сепарации (βг ≈ 60%). Наблюдаются значительные колебания технологических показателей скважины за малые периоды времени (< 15 минут). Авторы статьи (Bedrin et al., 2008) также связывают данную нестабильность с кратковременными превышениями критического содержания газа в насосе в процессе работы и со структурой течения многофазной смеси в насосе и скважине (снарядная и эмульсионная структуры потока). Подобные колебания технологических показателей сопровождаются характерными колебаниями тока электродвигателя – «токовой пилой». Рис. 14. Пример изменения во времени газового фактора, дебитов нефти, жидкости и газа на скважине при работе погружного оборудования с большим объемно-расходным содержанием свободного газа на приеме насоса (около 60%) по данным (Bedrin et al., 2008) Стоит отметить, что большинство существующих аналитических методик расчета Kес, представленных в табл. 1, являются стационарными. Это означает, что они способны определять лишь среднее значение коэффициента естественной сепарации газа за достаточно длительный интервал времени, ввиду того, что данные методики настраивались на накопленные значения Kес, полученные в ходе различных исследований. При этом для воспроизведения динамики, показанной на рис. 13 и рис. 14, в аналитических методиках расчета Kес необходим учет нестационарных особенностей процесса естественной сепарации газа (рис. 5, рис. 6) и связанных с этим особенностей пульсационной работы насоса, описанных в данной статье.На основании сравнения результатов стендовых экспериментов и численного моделирования в симуляторе OLGA можно сделать следующие выводы:1.1 Постоянные режимы работы УЭЦН с пузырьковой или пробковой структурой газожидкостного потока на входе в приемный модуль можно считать «квазистационарными» на длительных интервалах времени.1.2 При рассмотрении малых временных промежутков (<1 с) работа всей системы является нестационарной. Мгновенные коэффициенты естественной сепарации газа при пробково-эмульсионной структуре потока могут колебаться в значительных диапазонах значений (на примере моделирования режима 6-ВВ), что может влиять на мгновенные характеристики работы УЭЦН и приводить к пульсационному характеру работы насоса.2.1 Использование Junction node для расчета естественной сепарации в симуляторе OLGA дает значительные расхождения с экспериментальными данными.2.2 Эффективность естественной сепарации, рассчитываемая в симуляторе OLGA с использованием Internal node без настройки, имеет хорошую сходимость с экспериментальными данными при дебитах жидкости более 20 м3/ сут, однако при меньших дебитах жидкости наблюдаются существенные расхождения с экспериментом.2.3 Для настройки процесса сепарации (естественной или общей с учетом наличия газового сепаратора) в модели скважины с УЭЦН в симуляторе OLGA рекомендовано использовать подход, использованный в настоящей статье и подробно описанный в работах (Иванов и др., 2024b; Yushchenko et al., 2024). Такой подход показывает лучшую сходимость расчетов с экспериментальными данными в исследованных диапазонах технологических параметров, однако требует предварительных расчетов по аналитическим методикам, которые на данный момент нуждаются в настройке на экспериментальные данные в неизученных диапазонах различных параметров.Заключение1. На основе обзора и анализа научной литературы систематизирован большой объем знаний о процессе естественной сепарации газа в скважинах, оборудованных УЭЦН. В результате выявлены факторы, которые необходимо дополнительно разносторонне исследовать, во-первых, для детального понимания физики процесса естественной сепарации газа в затрубное пространство у приема ГНО с условно-радиальным входом и, во-вторых, с целью повышения качества инженерных расчетов режима работы скважины, оборудованной УЭЦН.2. Выявлено, что процесс естественной сепарации газа является нестационарным на малых временных интервалах вне зависимости от режима эксплуатации скважины (постоянный или периодический).3. Представлено описание нестационарности процесса естественной сепарации газа на основе визуализации процесса при помощи высокоскоростной видеосъемки околоприемной области модели скважины и объяснение полученных эмпирических представлений путем моделирования процесса при постоянных режимах работы УЭЦН в динамическом симуляторе многофазного потока OLGA. Показаны ограничения и описаны рекомендации моделирования естественной сепарации в данном динамическом симуляторе.Рекомендации для дальнейшего изучения процесса естественной сепарации газа в скважинах, оборудованных УЭЦН1. В современных условиях развития отечественной нефтегазовой отрасли требуется создание прогрессивных методов прогнозирования работы скважин, оборудованных УЭЦН, в частности для учета нестационарных особенностей течения газожидкостных смесей при переходных процессах (вывод скважины на режим, периодические режимы эксплуатации, пульсационная работа УЭЦН и другие) необходимо создание нестационарной аналитической корреляции для расчета мгновенного коэффициента естественной сепарации газа, учитывающей наличие выборки пузырьков газа различных размеров и структуру газожидкостной смеси в условном объеме околоприемной области. Результаты исследований, представленные в настоящей работе, могут быть применены в научной среде при определении эффективности процесса сепарации газа в нестационарном режиме работы добывающей системы: «пласт-скважина-насос».2. Актуальной является задача проведения численного гидродинамического моделирования (Computational Fluid Dynamics – CFD), позволяющего детально изучить процесс естественной сепарации газа, в том числе при периодических режимах работы УЭЦН с учетом структур потока газожидкостных смесей как у приема ГНО, так и непосредственно в рабочих элементах центробежного насоса. Результаты CFD моделирования являются с одной стороны хорошим инструментом для планирования и проведения стендовых и промысловых экспериментов, с другой – могут быть использованы для верификации физических экспериментов и определения влияния на Kес требуемых исследуемых параметров в неохваченных диапазонах.3. Необходимо проведение промысловых экспериментов в скважинах на различных режимах, с учетом измерений параметров, влияющих на определение коэффициента естественной сепарации газа, а также настройка аналитических корреляций на результаты промысловых исследований и планирование стендовых экспериментов для уточнения аналитических корреляций.4. Научный интерес представляет задача проведения комплексных стендовых экспериментов в ранее неизученных диапазонах технологических, геометрических и физико-химических параметров системы: «пласт-скважина-насос» для настройки аналитических корреляций расчета относительной скорости газа в газожидкостном потоке; расчета коэффициента естественной сепарации газа; создания базы данных технологических режимов работы околоприемного пространства в модели скважины; фиксации размеров газовых пузырьков, необходимых для настройки аналитической корреляции расчета относительной скорости газа; исследование условий естественной сепарации газа при движении в околоприемном пространстве скважины многокомпонентной газожидкостной смеси с содержанием твердых частиц различной природы.Дополнительные материалыВ приложении: покадровая динамика колебания скорости пузырьков газа при появлении в кадре газовой пробки для режима 3-ВВ https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/428; покадровая динамика движения пузырьков газа, вернувшихся из затрубного пространства, для режима 6-ВВ https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/430, https://www.geors.ru/jour/article/downloadSuppFile/529/432.   [1]Значения поверхностного натяжения модельных смесей «Вода-ПАВ-Воздух» и «Вода-Воздух» приняты на основании кандидатской диссертации Дроздова А.Н. (Дроздов, 1983)[2]Slb.com. OLGA. Dynamic Multiphase Flow Simulator. 2021.https://www.software.slb.com/products/olga