Важную роль при эксплуатации нефтяных скважин играет определение дебитов жидкости и газа. Точные данные о дебите скважины необходимы для уточнения состояния системы «пласт – скважина – насосная установка», определения состояния разработки месторождения, точной дозировки ингибиторов, диагностики насосной установки и определения потенциального дебита скважины.

В то же время замер дебита скважины механизированного фонда в силу технических ограничений зачастую представляет собой нетривиальную задачу.

Принципиально уйти от технико-экономических ограничений при замере дебита скважины, оборудованной УЭЦН, позволяет новейшая отечественная разработка – программно-интеллектуальный комплекс определения дебита скважин «Виртуальный расходомер» (далее виртуальный расходомер), обеспечивающий расчет дебита скважины на основе параметров работы насосной установки, получаемых от станции управления ЭЦН.

24.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016

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

Донской Юрий Андреевич Доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ имени И.М. Губкина, к.т.н.

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

Комплекс виртуального расходомера может применяться для целого ряда случаев. Во-первых, для одновременно-раздельной добычи (ОРД) жидкости из нескольких объектов разработки при помощи системы Y-tool УЭЦН-УЭЦН. При применении компоновок данного типа при работе двух насосов на один лифт для определения рабочих параметров каждого из эксплуатируемых пластов, если замер происходит при помощи групповой замерной установки, необходимо произвести остановку одного насоса. Применение виртуального расходомера не требует остановки УЭЦН (рис. 1).

Применим виртуальный расходомер и для ОРД при помощи системы УОРП-ЭЦН (нижний ЭЦН – ПЭД с двухсторонним выходом вала – верхний ЭЦН). Конструкция данной установки, где два насоса работают с одним ПЭД и на один лифт, не позволяет произвести остановку одного насоса для определения рабочих параметров каждого из эксплуатируемых пластов стандартным способом (рис. 2).

Следующий случай применения системы – внутрискважинная перекачка жидкости при помощи компоновок для поддержания пластового давления (ППД) типа «СК-ЗВОН» производства ООО «Югсон-Сервис» (рис. 3).

Использование внутрискважинной перекачки требует применения скважинных расходомеров, точность и надежность которых не всегда оказываются достаточными. Расход закачиваемой воды в данном случае также может определяться системой виртуального расходомера.

Виртуальный расходомер может также с успехом применяться при работе нескольких скважин на один сборный коллектор (рис. 4) или при отсутствии групповой замерной установки (ГЗУ) в связи с большим линейным давлением или сбором высоковязкой продукции (рис. 5).

При отсутствии дожимной насосной станции (ДНС) скважинные манифольды (2) могут доводить продукцию от скважин (1) до центрального пункта подготовки и перекачки нефти (ЦППН) (3), подавая ее в сепараторы первой (4) и второй ступеней (5).

В число других областей применения системы «виртуальный расходомер» входят:

• точный расчет дозировки ингибиторов (АСПО, коррозии, солеотложения) с привязкой к мгновенному значению расхода насосной установки и вероятности выпадения АСПО и солей (рис. 6);
• автоматическое определение кривой восстановления давления и определение потенциального режима работы скважины;
• непрерывное определение дебита для потребностей систем «Умное (интеллектуальное) месторождение» (i-field).

Определение дебита скважины, оборудованной УЭЦН, для вышеперечисленных случаев, а также для стандартных случаев возможно с помощью виртуального расходомера, который вычисляет дебит пласта с помощью параметров работы насосной установки, получаемых от ее станции управления.

Виртуальный расходомер не требует наличия какого-либо дополнительного специального оборудования в скважине – достаточно стандартной УЭЦН и станции управления (СУ). Желательно, чтобы СУ поддерживала возможность установки системы погружной телеметрии (термоманометрической системы, ТМС). Но если ТМС нет, то можно использовать данные по токовым нагрузкам, которые фиксирует сама станция управления [1-4].

Принципы работы виртуального расходомера описаны в работах [1-5].

Опытно-промышленная эксплуатация виртуального расходомера проводилась в 2013 году в ОАО «ТНК-ВР», а также в ПАО «НК «Роснефть» и ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и показала положительные результаты [1-5].

Система виртуального расходомера получила сертификат соответствия «ТЭКСЕРТ», свидетельство о регистрации программ для ЭВМ и проходит сертификацию требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

По результатам эксплуатации системы виртуального расходомера можно сделать следующие заключения.

Создана работоспособная и эффективная система определения дебита скважин с установками ЭЦН по косвенным показателям – система «виртуального расходомера».

«Виртуальный расходомер» доказал свою работоспособность с различными станциями управления УЭЦН. При этом точность определения дебита «виртуального расходомера» сопоставима с точностью стандартных замерных устройств типа АГЗУ.

И, наконец, существует возможность эффективного тиражирования технологии на значительной доле действующего фонда скважин.

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.

3.       Ивановский В.Н. Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика. 2014. №3. С. 42-44.

4.       Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции, система мониторинга рабочих показателей механизированного фонда скважин / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, Герасимов И.Н., Клименко К.И. // Инженерная практика. 2014. №7. С. 60-63.

5.       Промысловые испытания интеллектуальных систем определения дебита скважины и борьбы с осложнениями / Донской Ю.А., Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н., Клименко К.И. // Инженерная практика. 2016. №6. С. 46-48.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!