Том 337 № 2 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/2/5160
Факторные модели ресурсо-энергетической эффективности малых типоразмеров электроцентробежных насосов в задачах оптимизации режима и параметров обустройства непрерывного малодебитного фонда скважин
Актуальность работы заключается в необходимости учета факторов ресурсно-энергетической эффективности малых типоразмеров при определении параметров обустройства скважин непрерывного фонда. Ранее опубликованная факторная модель динамики освоения эксплуатационного ресурса в условиях стационарной эксплуатации дополняется моделями снижения КПД для малых типоразмеров и потенциала наработки. Вводятся факторы непроизводственных затрат ресурса, связанные с отклонением от номинала производительности, заглублением насоса и перегревом силовой установки. Цель: определение оптимальных параметров обустройства для конструктивно подобных, но отличающихся по потенциалу производительности скважин, включая малодебитный (до 50 м3/сут.) и высокодебитный фонд (от 80 м3/сут.), по критерию приведённой суточной прибыли. Объект: нефтяная скважина, обустроенная электроцентробежным насосом. Методы: материального баланса, гидростатики, численного моделирования и вычислительного анализа. Результаты и выводы. Проведен поиск оптимальных параметров обустройства при фиксированном уровне подвески насоса для скважин с разными потенциалами производительности на полном жизненном цикле. Рассчитаны основные показатели ресурсно-энергетической эффективности, такие как относительная доля сокращения потенциала наработки и приведенная доля суточной прибыли. Показана важность учета введенных деструкций по коэффициенту полезного действия и потенциалу наработки на отказ. Выводы. Использование маломощных электроцентробежных насосов для скважин малодебитного фонда осложнено пониженными ресурсного-энергетическими характеристиками. При оценке эффективности выбранных параметров обустройства необходимо принимать во внимание понижение коэффициента полезного действия для малых типоразмеров и снижение потенциала наработки при увеличении числа ступеней и секций в сборке насоса. В принятых предположениях оптимальный, с точки зрения ресурсно-энергетической эффективности, типоразмер ступени, как правило, превышает на некоторую долю потенциал производительности скважины.
Ключевые слова:
оптимизация, обустройство, электроцентробежный насос, номинал производительности, напор, модель, потенциал производительности, потенциал наработки, приведенная доля суточной прибыли
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Камалетдинов Р.С. Малодебитный фонд скважин - новые вызовы, новые решения // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2024. – № 12 (156). – С. 90–93.
2. Закенов С.Т., Нуршаханова Л.К. Факторы формирования малодебитного фонда скважин // Технологии нефти и газа. – 2024. – № 4 (153). – С. 42–44.
3. Liu Yang et al. The mechanism of hydraulic fracturing assisted oil displacement to enhance oil recovery in low and medium permeability reservoirs // Petroleum Exploration and Development. – 2022. – Vol. 49. – P. 864–873.
4. Liu Yang et al. Evaluation technology and practice of continental shale oil development in China // Petroleum Exploration and Development. – 2022. – Vol. 49. – P. 1098–1109.
5. Methane emissions from US low production oil and natural gas well sites / M. Omara, D. Zavala-Araiza, D.R. Lyon et al. // Nat Commun. – 2022. – Vol. 13. – P. 1–10.
6. Zhang Y. Analysis of low production and low efficiency oil recovery and enhanced oil recovery methods // E3S Web of Conferences. – 2022. – Vol. 352. – P. 1–4.
7. Фролов В.В., Серебренников А.В., Невзорова А.Б. Оптимизация режима работы глубинно-насосного оборудования на основе цифровых моделей // Нефтегазовый инжиниринг. – 2024. – № 1. – С. 33–40.
8. A machine learning approach to reduce the number of simulations for long-term well control optimization / D. Santos, A. Fioravanti, A. Santos, D. Schiozer // SPE annual technical conference & exhibition. – USA, 2020. URL: https://doi.org/10.2118/195690-PA (дата обращения: 25.04.2025).
9. Edet Ita O., Appah D. A computational model for wells’ performance analysis // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. – Nigeria, 2021. – P. 656–672
10. AI-based approach for ESP optimization / T. Hnot, B. Vasylyshyn, A. Struk, D. Benham, J. Meek, N. Ferrara // SPE Gulf Coast Section. – USA, 2023. – P. 243–259
11. Funes M.S., Albori M.M. ESP edge analytics and control to optimize efficiency while automating flow targets at site // SPE Middle East Artificial Lift Conference and Exhibition. – Bahrain, 2024. – P. 268–276.
12. Соловьев И.Г., Субарев Д.Н. Оптимизация подбора типоразмера и режима работы погружного насоса // Вестник кибернетики. – 2012. – № 11. – С. 3–8.
13. Astuti W., Mulyono W. T. Production optimization in well A and well B using electric submersible pump (ESP) // Journal of Earth Energy Engineering. – 2023. – Vol. 12. – P. 16–26.
14. Williams A.J. Use of new design tool improves ESP design across the life of well in unconventional applications // SPE Gulf Coast Section Electric Submersible Pumps Symposium. – USA, 2019. URL: https://doi.org/10.2118/194417-MS (дата обращения: 25.04.2025).
15. Серийный установки ЭЦН // Группа компаний «Новомет». – 2025. URL: https://www.novomet.ru/rus/products-and-services/artificial-lift/electrical-submersible-pumping-systems/standard-esp/ (дата обращения: 25.04.2025).
16. Насосы // Производственная компания «Борец». – 2025. URL: https://borets.ru/products/pumps (дата обращения: 25.04.2025).
17. Установки погружных электроцентробежных насосов // Группа компаний «Римера». – 2025. URL: https://rimera.ru/products/ (дата обращения: 25.04.2025).
18. Установка электроприводного центробежного насоса // ООО «АЛМАЗ». – 2025. URL: https://almaz-neft.ru/equipment/electric-centrifugal-pump-system/ (дата обращения: 25.04.2025).
19. Соловьев И.Г., Константинов И.В., Говорков Д.А. Оптимизация параметров обустройства и режима эксплуатации скважины с ЭЦН в условиях осложнений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 9. – С. 28–35.
20. Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Константинов И.В. Факторная модель динамики освоения эксплуатационного ресурса ЭЦН и правила её сопровождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. № 9. – С. 158–167.
21. Бадалов Т.Т., Ахмадиев А.М., Аврам С.С. Анализ рабочих характеристик центробежных погружных насосов для малодебитных скважин // Вызовы времени и ведущие мировые научные центры: сборник статей по итогам Международной научно-практической конференции. – Тюмень, 3 октября 2018. – Тюмень: OOO «Агентство международных исследований», 2018. – С. 73–78.
22. Сарачева Д.А., Вахитова Р.И., Уразаков К.Р. Зависимость теплового состояния электроцентробежного насоса от частоты вращения двигателя // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 12. – С. 103–110.
23. Соловьев И.Г., Говорков Д.А. Задачи и инструменты анализа и управления режимами эксплуатации скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2013. – № 4. – С. 32–37.
24. Уразаков К.Р., Рукин М.В., Борисов А.О. Моделирование тепловых процессов в погружном двигателе электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 4. – С. 62–71.
25. Аникин В. В. Методика и средства предварительной идентификации параметров модели послеремонтных регулируемых погружных асинхронных электродвигателей: дис. … канд. техн. наук. – Томск, 2021. – 182 с.
REFERENCES
1. Kamaletdinov R.S. Low-yield well stock – new challenges, new solutions. Business magazine Neftegaz.RU, 2024, vol. 12, pp. 90–93. (In Russ.)
2. Zakenov S.T., Nurshakhanova L.K. Factors in the formation of low-yield well stock. Oil and Gas Technologies, 2024, vol. 4, pp. 42–44. (In Russ.)
3. Liu Yang. The mechanism of hydraulic fracturing assisted oil displacement to enhance oil recovery in low and medium permeability reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 2022, vol. 49, pp. 864–873.
4. Liu Yang. Evaluation technology and practice of continental shale oil development in China. Petroleum Exploration and Development, 2022, vol. 49, pp. 1098–1109.
5. Omara M., Zavala-Araiza D., Lyon D.R. Methane emissions from US low production oil and natural gas well sites. Nat Commun, 2022, vol. 13, pp. 1–10.
6. Zhang Y. Analysis of low production and low efficiency oil recovery and enhanced oil recovery methods. E3S Web of Conferences, 2022, vol. 352, pp. 1–4.
7. Frolov V.V., Serebrennikov A.V., Nevzorova A.B. Optimization of the operating mode of downhole pumping equipment based on digital models. Oil and Gas Engineering, 2024, vol. 1, pp. 33–40. (In Russ.)
8. Santos D., Fioravanti A., Santos A., Schiozer D. A machine learning approach to reduce the number of simulations for long-term well control optimization. SPE annual technical conference & exhibition, USA, 2020. Available at: https://doi.org/10.2118/195690-PA (accessed 25 April 2025).
9. Edet Ita O., Appah D. A Computational model for wells’ performance analysis. SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Nigeria, 2021. pp. 656–672.
10. Hnot T., Vasylyshyn B., Struk A., Benham D., Meek J., Ferrara N. AI-based approach for ESP optimization. SPE Gulf Coast Section, USA, 2023. pp. 243–259.
11. Funes M. S., Albori M.M. ESP edge analytics and control to optimize efficiency while automating flow targets at site. SPE Middle East Artificial Lift Conference and Exhibition, Bahrain, 2024. pp. 268–276.
12. Soloviev I.G., Subarev D.N. Optimization of selection of the standard size and operating mode of a submersible pump. Herald of Cybernetics, 2012, vol. 11, pp. 3–8. (In Russ.)
13. Astuti W., Mulyono W.T. Production optimization in well A and well B using electric submersible pump (ESP). Journal of Earth Energy Engineering, 2023, vol. 12, pp. 16–26.
14. Williams A. J. Use of new design tool improves ESP design across the life of well in unconventional applications. SPE Gulf Coast Section Electric Submersible Pumps Symposium, USA, 2019. Available at: https://doi.org/10.2118/194417-MS (accessed 25 April 2025).
15. Novomet Group of Companies. Serial installations of ESP, 2025. Available at: https://www.novomet.ru/rus/products-and-services/artificial-lift/electrical-submersible-pumping-systems/standard-esp/ (accessed 25 April 2025).
16. Borets Manufacturing Company. Pumps, 2025. Available at: https://borets.ru/products/pumps (accessed 25 April 2025).
17. Rimera Group of Companies. Submersible electric centrifugal pump units, 2025. Available at: https://rimera.ru/products/ (accessed 25 April 2025).
18. ALMAZ LLC. Electric centrifugal pump unit, 2025. Available at: https://almaz-neft.ru/equipment/electric-centrifugal-pump-system/ (accessed 25 April 2025).
19. Soloviev I.G., Konstantinov I.V., Govorkov D.A. Optimization of the parameters of the arrangement and operating mode of a well with an ESP under complicated conditions. Automation, telemechanization and communication in the oil industry, 2019, vol. 9, pp. 28–35. (In Russ.)
20. Soloviev I.G., Govorkov D.A., Konstantinov I.V. Factor model of the dynamics of development of the operational resource of an ESP and the rules for its maintenance. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2022, vol. 333, no. 9, pp. 158–167. (In Russ.)
21. Badalov T.T., Akhmadiev A.M., Avram S.S. Analysis of the performance characteristics of centrifugal submersible pumps for low-flow wells. Challenges of the time and leading world research centers. A collection of articles based on the results of the International Scientific and Practical Conference. Tyumen, October 3, 2018. Tyumen, Agency for International Research Publ., 2018. pp. 73–78. (In Russ.)
22. Saracheva D.A., Vakhitova R.I., Urazakov K.R. Dependence of the thermal state of an electric centrifugal pump on the engine speed. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, vol. 330, no. 12, pp. 103–110. (In Russ.)
23. Soloviev G., Govorkov D.A. Tasks and tools for analysis and management of well operation modes. Automation, telemechanization and communication in the oil industry, 2013, vol. 4, pp. 32–37. (In Russ.)
24. Urazakov K.R., Rukin M.V., Borisov A.O. Modeling of thermal processes in a submersible motor of an electric centrifugal pump operating in a periodic mode. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2023, vol. 334, no. 4, pp. 62–71. (In Russ.)
25. Anikin V.V. Methodology and means of preliminary identification of parameters of the model of post-repair adjustable submersible asynchronous electric motors. Cand. Diss. Tomsk, 2021. 182 p. (In Russ.)
