Определение температурного режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, и оценка вероятности осложнений при выходе насосной установки из оптимальной температурной зоны

описана методика, позволяющая рассчитать температуру на приеме насоса в зависимости от технологического режима работы добывающих скважин и продемонстрировано ее применение на примере фонда добывающих скважин АО «Самаранефтегаз». Повышение температуры рассчитывается с учетом наличия свободного газа в корпусе насосного оборудования. Такой рост негативно сказывается на работе насосной установки в целом, так как существуют риски перегрева кабельной линии в нижних секциях насоса и образования неорганических отложений в самом насосе.

Шаронов М. В., Грибенников О. А. Определение температурного режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, и оценка вероятности осложнений при выходе насосной установки из оптимальной температурной зоны // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2022. — № 10-2. — С. 71—77. DOI: 10.25018/0236_1493_20 22_102_0_71.

Шаронов Максим Владиславович¹ — магистрант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, e-mail: volgamiddle@yandex.ru, ORCID ID: 0000-0003-1845-2542;
Грибенников Олег Алексеевич² — канд. техн. наук, доцент, главный специалист, e-mail: o.a.gribennikov@mail.ru, ORCID ID: 0000-0003-3286-6979;
¹ Самарский государственный технический университет;
² Самарский научно-исследовательский и проектный институт нефтедобычи ООО «СамараНИПИНефть».

Шаронов М. В., e-mail: volgamiddle@yandex.ru.

1. Drozdov, A. N. (2008). Technology and technique of oil production by submersible pumps in complicated conditions. Moscow: MAKS Press.

2. Gizatullin, F. A., Khakimyanov, M. I., Shafikov, I. N. (2019). Energy efficiency of well electric submersible pumps for oil production. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 537(6), 062006. DOI: 10.1088/1757−899X/537/6/062006.

3. Oliva, G. B., Galvao, H. L., Dos Santos, D. P., et al. (2017). Gas Effect in ElectricalSubmersible-Pump-System Stage-by-Stage Analysis. SPE Production & Operations, 32(03), 294−304. DOI: 10.2118/173969-PA.

4. Abbariki, G., Riasi, A., Rezghi, A. Surrogate-Based Optimization for the Design of Rotary Gas Separator in ESP Systems. SPE Production & Operations, 35(03), 497−509. DOI: 10.2118/201188-PA.

5. Zhu, J., Zhang, J., Cao, G., et al. (2019). Modeling flow pattern transitions in electrical submersible pump under gassy flow conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180, 471−484.

6. Dupoiron, M. (2018). Experimental Study of Gas-Liquid Flow Through a MultiStage, Mixed-Flow Electric Submersible Pump. Proceedings of the ASME 2018 5th Joint US-European Fluids Engineering Division Summer Meeting, 3, V003T12A005. DOI: 10.1115/FEDSM2018−83032.

7. Martins, J. R., Ribeiro, D. C., Pereira, F. A., et al. (2020). Heat dissipation of the Electrical Submersible Pump (ESP) installed in a subsea skid. Oil & Gas Science and Technology — Revue d’IFP Energies nouvelles, 75, 13.

8. Cosmo, R. P., Ressel Pereira, F. A., Ribeiro, D. C., et al. (2019). Estimating CO2 degassing effect on CaCO3 precipitation under oil well conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 181, 106207.

9. Droguett, E. L., Lins, I. D., Moura, M. C., et al. (2015). Variable selection and uncertainty analysis of scale growth rate under pre-salt oil wells conditions using support vector regression. Journal of Risk and Reliability, 229(4), 319−326.

10. Gareev, A. A. (2021). Salt Deposition in Electric Submersible Centrifugal Pumps under Intermittent Operation. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 5(2), 1−6.

11. Gareev, A. A. (2018). On the issue of predicting scale in installations of electric centrifugal pumps. Equipment and technologies for the oil and gas complex, 5, 37−42.

12. Saychenko, L., Tananykhin, D., Ashena, R. (2021). Prevention of scale in the downhole equipment and productive reservoir during the oil well operation. Journal of Applied Engineering Science, 19(2), 363−368.

13. Fakher, S., Khlaifat, A., Hossain, M., et al. (2021). Rigorous review of electrical submersible pump failure mechanisms and their mitigation measures. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11, 3799−3814.

14. Ricardo, D. M., Jiménez, G. E., Ferreira, J. V., et al. (2018). Multiphase gas-flow model of an electrical submersible pump. Oil & Gas Science and Technology — Revue d’IFP Energies nouvelles, 73, 29.

15. Suleimanov, R. I., Khabibullin, M. Ya. (2019). Analysis of the reliability of the power cable of an electric-centrifugal pump unit. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 378, 012054.

16. Bremner, C., Harris, G., Kosmala, A., et al. (2016). Evolving technologies: electrical submersible pumps. Oilfield Review, 18(4), 30−43.

17. Gareev, A. A. (2010). About the temperature regime of the electric submersible pump. Equipment and technologies for oil and gas complex, 6, 35−41.

18. Drozdov, A. N. (2011). ESP with and without gas separator: rationality. Neftegazovaya Vertikal’, 13−14, 128−129.

19. Mishchenko, I. T. (2015). Oil production from wells. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas Publishing Center.

20. Catalog oborudovaniya Borets (2012).

21. Catalog oborudovaniya GK Novomet-Perm (2009).

22. Catalog pogruzhnogo oborudovaniya UETsN TPS-LINE «Schlumberger» (2015).

23. Brahmi, H. (2018). Lessons Learned from Electrical Submersible Pumps Installed in High-Salinity and Corrosive Reservoir, TAGI Formation. SPE Production & Operations, 33(04), 913−927.

24. Catalog “Cabels for UETsN” OOO NPK Energiya (2019).

25. Ismailov, G. M., Tyurin, A. E., Pavlov, M. S., et al. (2018). Strength Problems of Submersible Pump Power Cables in the Oil Industry. AIP Conference Proceedings, 2053, 040033.