Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Промысловые испытания интеллектуальных систем определения дебита скважины и борьбы с осложнениями

Важную роль при эксплуатации нефтяных скважин играет определение дебитов жидкости и газа. Точные данные о дебите скважины необходимы, во-первых, для уточнения состояния системы «пласт – скважина – насосная установка», а во-вторых (что еще важнее), для определения состояния разработки месторождения. В то же время замер дебита скважины механизированного фонда в силу технических ограничений зачастую представляет собой нетривиальную задачу с точки зрения работы внутрискважинного оборудования.

Принципиально уйти от данных ограничений при замере дебита скважины, оборудованной УЭЦН, позволяет новейшая отечественная разработка – специализированная компьютерная система «Виртуальный расходомер», обеспечивающая расчет дебита скважины на основе параметров работы насосной установки, получаемых от станции управления. Система успешно прошла ОПИ на объектах нескольких нефтяных компаний, подтвердив свою работоспособность и эффективность применения.

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016
Донской Юрий Андреевич Доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ имени И.М. Губкина, к.т.н.
Ивановский Владимир Николаевич Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», Заведующий кафедрой машин и оборудования РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н.,
Сабиров Альберт Азгарович Руководитель лаборатории скважинных насосных установок РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Герасимов Игорь Николаевич Ведущий инженер РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Клименко Константин Игоревич Ведущий инженер РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Задача измерения дебита скважин механизированного фонда нередко усложняется одновременно несколькими факторами: затруднением выполнения работ в разведочных скважинах; наличием нескольких скважин, работающих на один трубопровод, подключенный к АГЗУ; скважин, оборудованных компоновками ОРД и работающих на одну колонну НКТ или в циклическом режиме (УПР); невозможностью применения АГЗУ из-за высокого линейного давления. Помимо этого, возможны проблемы, связанные с эксплуатацией устаревших АГЗУ, а также с наличием АСПО и большого количества механических примесей в скважине.

Система «Виртуальный расходомер» не требует установки дополнительного оборудования в скважине, оснащенной стандартным комплектом УЭЦН со станцией управления (СУ), поддерживающей систему погружной телеметрии (СПТ). И даже в отсутствие СПТ система может успешно функционировать, используя данные по токовым нагрузкам, которые фиксирует сама станция управления [1-4].

Дебит рассчитывается двумя методами. Затем, если исходные данные совпадают, в качестве итогового берется среднеарифметическое значение, или, если в каком-либо случае достоверность данных выше, используется только одно из вычисленных значений дебита.

Рис. 1. Схема определения дебита по напору ЭЦН
Рис. 1. Схема определения дебита по напору ЭЦН

Первый метод основан на определении дебита по напору ЭЦН [1-4]. Его суть состоит в следующем: сначала уточняется действительная напорно-расходная характеристика ЭЦН, и уже по ней находится необходимое значение напора, которое соответствует заданному режиму работы скважины (искомому дебиту) с учетом поверхностных условий (рис. 1).

Рис. 2. Схема определения дебита по мощности
Рис. 2. Схема определения дебита по мощности

Второй метод заключается в определении дебита по потребляемой мощности [1-4]. В данном случае сначала определяется мощность, подводимая к ЭЦН; после этого по энергетической характеристике ЭЦН определяется режим, соответствующий подаче. Полученное из характеристики значение дебита на приеме ЭЦН пересчитывается с учетом поверхностных условий (рис. 2).

В разработанной методике реализована возможность определения дебита скважины двумя независимыми способами: по напорной характеристике (при наличии системы телеметрии), а также по мощностной характеристике и потреблению тока (без СПТ). Обе методики заложены в алгоритм станции управления УЭЦН, испытания которой проводятся с 2013 года [1-4].

Таблица 1. Сравнение значений дебита скважины скважин №99, полученных с использованием различных средств измерения
Таблица 1. Сравнение значений дебита скважины скважин №99, полученных с использованием различных средств измерения

В 2015 году руководство ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приняло решение о проведении на скважинах №99 и 573 Уньвинского месторождения ОПИ установки ЭЦН с системой «Виртуальный расходомер» в сочетании с системой химической защиты от отложения солей, основанной на использовании устьевого блока подачи химреагента производства ООО «Синергия-Лидер». Система «Виртуальный расходомер» смонтирована на базе ИСУ производства ЗАО «Новомет-Пермь».

Таблица 2. Сравнение значений дебита скважины скважин № 573, полученных с использованием различных средств измерения
Таблица 2. Сравнение значений дебита скважины скважин № 573, полученных с использованием различных средств измерения

Сравнение дебитов скважин №99 и 573, определенных с применением различных средств измерения, представлено в табл. 1 и 2.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ

Рис. 3. Кривая притока, получаемая при работающей УЭЦН
Рис. 3. Кривая притока, получаемая при работающей УЭЦН

Один из вариантов развития системы «Виртуальный расходомер» предполагает возможность гидродинамического исследования скважины с помощью работающей УЭЦН. Соответствующее техническое решение в настоящий момент готовится к проведению ОПИ.

Суть данного способа заключается в определении дебита путем частотного регулирования работы ЭЦН и, следовательно, изменения подачи насоса. Значение давления вычисляется с использованием СПТ. Таким образом, есть возможность получить кривую притока скважины (рис. 3).

ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Таким образом, работоспособность и эффективность системы определения дебита скважин по косвенным показателям в сочетании с различными СУ УЭЦН к настоящему моменту уже подтверждена на практике. Точность определения дебита при использовании системы «Виртуальный расходомер» сопоставима с точностью стандартных замерных устройств типа АГЗУ.

В настоящее время система проходит регистрацию в реестре Ростехнадзора в качестве средства индикации дебита скважин механизированного фонда.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН / С.Д. Шевченко, С.Б. Якимов, В.Н. Ивановский, Ю.А. Донской, О.А. Бычков // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. №6. С. 90-91.
  2. Новый концептуальный подход к защите погружного оборудования от солеотложений / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, Ю.А. Донской, С.Б. Якимов, Р.Т. Исрафилов // Территория Нефтегаз. 2013. №9. С. 12-16.
  1. Ивановский В.Н. Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика. 2014. №3. С. 42-44.
  1. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции, система мониторинга рабочих показателей механизированного фонда скважин / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, И.Н. Герасимов, К.И. Клименко // Инженерная практика. 2014. №7. С. 60-63.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения технологии ОРЭ и ОРЗ на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз»
Исследование объектов разработки, эксплуатируемых однолифтовыми установками ОРД путем дистанционного отключения пластов
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2018

Инженерная практика

Выпуск №04/2018

Эксплуатация осложненного фонда скважин. Ремонт скважин. Подготовка и транспорт углеводородов
Осложненный фонд ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.Оборудование, программное обеспечение и методики для добычи нефти в условиях выноса мехпримесейОпыт и технологии борьбы с АСПОВентильные приводы в составе УЭВН и СШНУОчистка ПЗП и забоя нагнетательных скважин и скважин с боковыми стволамиЗащита сварных соединений трубопроводов от коррозииХимические реагенты для подготовки и транспорта нефтиУтилизация и переработка ПНГ
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдула Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – июль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

23 – 27 июля 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми в рамках авторского курса С. Балянова.