image

Территория Нефтегаз № 11 2016

Эксплуатация и ремонт нефтяных и газовых скважин

01.11.2016 10:00 Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов
При эксплуатации нефтяных скважин необходимо определять дебиты жидкости и газа, во-первых, для определения состояния системы «пласт – скважина – насосная установка», во-вторых, что еще более важно, для уточнения состояния степени разработки месторождения. Для этого используются индивидуальные или автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), продукция скважин к которым должна подводиться по отдельному трубопроводу. При этом часто возникают проблемы замера дебита механизированного фонда скважин, связанные с различными технико-экономическими факторами. В РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина с 1996 г. ведутся работы по созданию системы диагностики скважинных насосных установок, одной из главных особенностей которой является возможность определения дебита скважин. Интерес к «виртуальным расходомерам» определен широким внедрением систем погружной телеметрии (ТМС) и развитием систем управления установками скважинных насосных установок на основе микропроцессорной техники. Другим стимулом к созданию работоспособного виртуального расходомера стали разработка и внедрение систем одновременно-раздельной добычи (ОРД), эксплуатации боковых стволов скважин, использование линейной системы сбора продукции скважин с высокими линейными давлениями. Представлены результаты научно-исследовательских и опытно-промысловых работ по созданию и внедрению систем определения дебита скважин по косвенным показателям – виртуального расходомера. Виртуальный расходомер – это система первичных датчиков, контроллер в составе станции управления скважинной насосной установкой и программное обеспечение, позволяющее расчетным путем на основании данных первичных датчиков рассчитывать подачу скважинной насосной установки. Опытно-промысловые испытания виртуальных расходомеров проводились на месторождениях Западной Сибири и Пермского края и показали хорошую сходимость результатов работы системы «виртуальный расходомер» и стандартных замерных установок дебита скважин. Максимальные погрешности величины дебита по виртуальному расходомеру не превышают 4–5 %.
Ключевые слова: установки электроприводных центробежных насосов, определение дебита скважин, расходомер, виртуальный расходомер, интеллектуальные станции управления, контроллер.
Ссылка для цитирования: Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н., Мазеин И.И., Брюханов С.В., Золотарев И.В. Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. C. 115–120.
Открыть PDF


При эксплуатации нефтяных скважин для определения состояния системы «пласт – скважина – насосная установка» и уточнения состояния степени разработки месторождения используются индивидуальные или автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), продукция скважин к которым должна подводиться по отдельному трубопроводу.

При этом часто возникают проблемы замера дебита механизированного фонда скважин, связанные с наличием таких факторов, как:

• разведочные скважины;

• несколько скважин, работающих на один трубопровод, идущий на АГЗУ;

• скважины, эксплуатирующиеся по системе одновременно-раздельной добычи (ОРД), работающие на одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ);

• скважины, работающие в циклическом или условно-постоянном режиме (УПР);

• трубопроводные системы с повышенным рабочим давлением (более 4,0 МПа).

Имеются проблемы с замером дебита скважин и при наличии старых АГЗУ, при добыче нефти с большим количеством механических примесей, с возможностью отложения солей и парафина.

В последнее время многие фирмы предлагают различные системы определения дебита скважин по косвенным показателям. Такие системы получили название «виртуальные расходомеры».

В настоящей статье дана информация о работах, проведенных в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в течение последних 20 лет в области определения дебита добывающих скважин, оборудованных различными насосными установками.

В 1996 г. в РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина были начаты работы по созданию комплексной системы диагностики скважинных насосных установок (КСДНУ), одной из главных особенностей которой была возможность определения дебита скважин без использования АГЗУ [1].

Работы велись совместно с Калужским научно-исследовательским радиотехническим институтом (КНИРТИ, г. Обнинск), в котором были созданы специальные контроллеры для дооснащения штатных станций управления установками электроприводных центробежных насосов (СУ УЭЦН) и скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). Руководителем работ от КНИРТИ являлся М.Г. Волобуев.

Первый образец контроллера был внедрен на скважине Поточенского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз», информация о работе скважины передавалась по радиоканалу на персональный компьютер (ПК) в цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ), расположенный в 2,5 км от скважины. Установленное на ПК программное обеспечение (ПО) производило обработку полученной информации, проводило диагностику состояния системы «скважина – насосная установка», определяло дебит скважины. Успешная работа опытного образца контроллера и ПО позволила решить вопрос расширенной проверки предложенного программно-аппаратного комплекса (ПАК).

В 1997 г. по инициативе Н.М. Николаева и В.М. Петрова (ТПП «Лангепас-
нефтегаз») было принято решение о модернизации одного из кустов скважин Чумпасского месторождения ЦДНГ № 4.

При модернизации куста № 519 старые, вышедшие из строя групповые замерные установки типа «Спутник» было решено не заменять на новые АГЗУ. Дебиты скважин должны были определяться расчетным способом с помощью программного обеспечения, часть которого была «зашита» во вновь разработанные контроллеры, установленные в станциях управления оборудования добывающих скважин, часть – в ПК, расположенные в здании ЦДНГ-4 [2, 3]. Скважины, которые эксплуатировались установками ЭЦН, были оборудованы СУ типа ШГС-5805, скважины со штанговыми насосными установками – СУ типа БУС-3М. Из-за отсутствия систем погружной телеметрии (ТМС) скважины оснащались устьевыми датчиками: буферного и затрубного давления, температуры пластовой жидкости, нагрузки и хода полированного штока. Контроллеры в СУ были оснащены датчиками тока, напряжения, загрузки погружного электрического двигателя (ПЭД)
(cos ), системами первичной обработки и архивации данных. Импорт-экспорт данных в системе «контроллер – ПК» обеспечивала радиосвязь. Дебиты скважин считались равными подаче скважинных насосных установок. Подачи насосных установок рассчитывались по специальным методикам, разработанным на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Для установок ЭЦН дебиты определялись по напорно-расходным и энергетическим характеристикам используемых установок, получаемых в результате работы ПАК. Кроме этого дебит рассчитывался по методикам, в которых использовались данные о температуре добываемой жидкости на устье скважин и перепаде давления на штуцере устьевого оборудования. Значение дебита скважины, оборудованной УЭЦН, определялось как среднее геометрическое всех расчетных значений дебита. Дебиты штанговых установок рассчитывались по динамограммам, которые автоматически снимались с работающих скважин каждые 10 мин. Аналогичная система в настоящее время принята и сертифицирована для определения дебита скважин в ПАО «Татнефть» [4].

Куст № 519 работал более трех лет в штатном режиме с определением дебитов по указанной методике. Раз в три месяца система проверялась с помощью передвижного расходомера типа «АСМА». Замеры показали, что дебиты скважин, оборудованных УЭЦН, определялись с погрешностями не более 8–10 %; для малодебитных скважин, оборудованных УСШН, погрешности не превышали 13 %.

К сожалению, кризис 1998 г. не позволил провести тиражирование признанного удачным опыта модернизации кустов добывающих скважин с отказом от групповых замерных установок и определением дебитов скважин с помощью «виртуальных расходомеров».

Часть указанных методик определения дебита скважин, оборудованных установками ЭЦН, была включена в программный комплекс «Автотехно-
лог + Энергия», получивший Свидетельство государственной регистрации
№ 2011613349 от 28 апреля 2011 г.

Новый виток интереса к «виртуальным расходомерам» был обусловлен широким внедрением ТМС и развитием СУ скважинных насосных установок на основе микропроцессорной техники. Другим стимулом к созданию работоспособного виртуального расходомера стали разработка и внедрение систем ОРД, эксплуатации боковых стволов скважин, использование линейной системы сбора продукции скважин с высокими линейными давлениями.

В 2012 г. между РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и фирмой «ЭТАЛОН» (г. Добрянка, Пермский край) был заключен лицензионный договор, по которому алгоритм блока определения дебита из программы «Автотехнолог + Энергия» был внедрен в СУ фирмы «ЭТАЛОН».

Опытно-промысловые испытания системы определения дебита (виртуального расходомера), основанной на использовании СУ «ЭТАЛОН», со специальным ПО были проведены в 2012–2013 гг. на скважинах Самотлорского месторождения [5].

Одна из скважин была оборудована установкой УЭЦН 5-50-1750 и работала в постоянном режиме. В результате промысловых испытаний были получены следующие результаты: расчетная величина дебита – 57–59 м3/сут; замеренный с помощью АГЗУ «Спутник» дебит – 60–62 м3/сут; максимальная погрешность определения дебита – 8,1 %.

Другая скважина была оборудована установкой УЭЦН 5-15-1800. Результаты промысловых испытаний: расчетная величина дебита – 13 м3/сут; замеренный с помощью АГЗУ дебит – 12,6 м3/сут (ручной режим); погрешность измерения дебита – 3,1 %.

Расчет дебита скважин на основе алгоритма из программы «Автотехно-
лог + Энергия» возможен по данным технологического режима на «верхнем» уровне управления процессом добычи нефти, что упрощает создание систем «Интеллектуальный куст» и «Интеллектуальный промысел» [6].

 

Работы, проведенные в 1996–2013 гг., позволили сделать следующие выводы:

1) создан работоспособный комплекс «СУ+ПО» для определения дебита скважин с УЭЦН по косвенным показателям;

2) комплекс «СУ+ПО» обеспечивает достаточную для промысловых условий точность (погрешности – до 10 %) определения дебита скважин;

3) комплекс «СУ+ПО» позволяет снизить затраты на приобретение, эксплуатацию и ремонт ГЗУ;

4) комплекс успешно прошел опытно-промышленные испытания (ОПИ), возможно тиражирование.

Эти выводы позволили поставить вопрос о внесении в проект Единых технических требований (ЕТТ) нефтяных компаний к СУ УЭЦН пунктов о необходимости определения дебита по косвенным показателям [7].

В утвержденный текст ЕТТ 6.0 НК «Рос-
нефть» этот пункт вошел в следующей редакции: «Интеллектуальная станция управления (ИСУ) должна обеспечивать возможность по поступившим в контроллер параметрам оценивать приток и отбор добываемой продукции. Информация о текущем отборе и притоке добываемой продукции должна отображаться на индикаторе и храниться в памяти контроллера СУ. Контроллер СУ по данным с ТМС и расходомера должен формировать функцию притока добываемой продукции».

В 2015 г. руководство ООО «ЛУКОЙЛ-
Пермь» приняло решение о проведении на своих скважинах промыслового испытания системы виртуального расходомера в сочетании с системой химической защиты от отложения солей. Система химической защиты основана на использовании устьевого блока подачи химического реагента (УБПР) фирмы «Синергия-Лидер» (Пермь).

Система виртуального расходомера смонтирована на базе ИСУ фирмы «Новомет», с которой у РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина заключен лицензионный договор. По этому договору алгоритм определения дебита из программы «Автотехнолог + Энергия» был передан в ГК «Новомет» и внесен в качестве ПО в контроллер ИСУ.

Внедрение интеллектуальных комплексов определения дебита и химической защиты скважин проходило на Уньвинском месторождении Пермского края в рамках опытно-промысловых испытаний в 2015–2016 гг. Определяемый с помощью виртуального расходомера дебит скважин сравнивался с показаниями стационарных групповых замерных установок и мобильных замерных установок типа «АСМА». Кроме оперативного и достоверного определения дебитов скважин критерием успешности проведения ОПИ была экономия химических реагентов при сохранении успешности защиты скважин от отложения солей.

Скважины работали в постоянном и циклическом режимах, на стандартной и повышенной частоте питающего тока (табл. 1–2).

 

По результатам проведения ОПИ
были сделаны следующие выводы:

1) 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, имеется возможность тиражирования технологии определения дебита скважин в режиме on-line;

2) точность определения дебита «виртуального расходомера» сопоставима с точностью стандартных замерных устройств типа АГЗУ и не превышает заявленную погрешность 10 %;

3) оперативное и достоверное определение дебитов скважин позволяет повысить эффективность процесса добычи нефти за счет оптимизации режима работы скважин (обеспечение проектного дебита);

4) экономия на закачке химических реагентов, в частности за счет интеллектуального управления оборудованием подачи реагентов на скважинах с осложнениями в виде отложений солей, асфальтеносмолопарафиновых отложений, коррозией, высоковязких эмульсий;

5) сокращение затрат на обустройство скважин (на приобретение и обслуживание замерных устройств), одиночных скважин, вводящихся в эксплуатацию после бурения, из консервации и прочих категорий, на скважинах незамеряемого фонда.

    

Таблица 1. Параметры работы скважины № 99 Уньвинского месторождения

Table 1. Well No. 99 operation parameters of Unvinskoye field

No.

Параметры

Parameters

Замеренные и расчетные параметры с помощью

Measured and calculated parameters using a

АСМА

Flowmeter of ASMA type

АГЗУ

Automated group metering systems (AGMS)

Косвенный (расчетный) метод на СУ УЭЦН

Indirect (design) method for the control station of electrically driven centrifugal pumps (ECP CS)

1

V м3 (за 5 ч)/м3/сут

V m3 (per 5 h)/m3/day

9,7/29,1

10,6/31,8

10,05/29,97

2

Погрешность измерения относительно АСМА, %

Measurement accuracy with respect to ASMA, %

9,27

2,9

3

Расход ингибитора, л/ч

Inhibitor consumption, l/h

0,08

4

Режим работы, работа/накопление в часах

Operating mode, operation/accumulation in hours

24

24

24

5

Давление на приеме насоса (ТМС или прибор), МПа

Pump intake pressure (submersible telemetry system or device), MPa

6,8

6

Глубина спуска насоса, м

Pump running depth, m

1912

1912

1912

7

Параметры наземного оборудования/частота ПЭД/Гц

Parameters of ground equipment/submersible motor frequency/Hz

56

 

 

Таблица 2. Параметры работы скважины № 573 Уньвинского месторождения

Table 2. Well No. 573 operation parameters of Unvinskoye field

No.

Параметры

Parameters

Замеренные и расчетные параметры с помощью

Measured and calculated parameters using a

АСМА

Flowmeter of ASMA type

АГЗУ

AGMS

Косвенный (расчетный) метод на СУ УЭЦН

Indirect (design) method in the ECP CS

1

V м3 (за 5 ч)/м3/сут

V m3 (per 5 h)/m3/day

4,2/20,2

4,2/20,2

4,38/21,01

2

Погрешность измерения относительно АСМА, %

Measurement accuracy with respect to ASMA, %

0

4,2

3

Расход ингибитора, л/ч

Inhibitor consumption, l/h

0,073

4

Режим работы, работа/накопление в часах

Operating mode, operation/accumulation in hours

5/19

5/19

5/19

5

Давление на приеме насоса (ТМС или прибор), МПа

Pump intake pressure (submersible telemetry system or device), MPa

5,5

6

Глубина спуска насоса, м

Pump running depth, m

1754

1754

1754

7

Параметры наземного оборудования/частота ПЭД/Гц

Parameters of ground equipment/submersible motor frequency/Hz

50

 



← Назад к списку


im - научные статьи.