Территория Нефтегаз 7-8.2022

Научная статья

УДК 681.5.08:[622.276.53.054.23+621.67]


(UDK 681.5.08:[622.276.53.054.23+621.67])

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

ЮБИЛЕЙ/МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ (ANNIVERSARY/MACHINERY AND EQUIPMENT)

ИТОГИ СЕРТИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ВИРТУАЛЬНОГО РАСХОДОМЕРА «БИНУС» ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

(RESULTS OF CERTIFICATION TESTS OF “BINUS” VIRTUAL FLOWMETER FOR OIL WELL FLOW RATE MEASUREMENT)

При эксплуатации скважин с помощью установок электроприводных лопастных насосов очень важным фактором, влияющим на эффективность работы системы «пласт – скважина – насосная установка», является получение точных и своевременных данных о рабочих параметрах этой системы. Именно поэтому в настоящее время практически все внедряемые насосные установки оснащаются системами скважинных датчиков, позволяющих в режиме реального времени получить со скважин информацию о давлении на приеме насосной установки, температуре масла или обмоточного провода погружного электродвигателя, параметрах вибрации скважинного насосного агрегата.

В сочетании с параметрами, получаемыми со станций управления установками (рабочий ток, коэффициент загрузки, напряжение, потребляемая активная мощность, сопротивление кабельной линии и др.), указанная информация позволяет оценивать состояние скважинного оборудования.
Однако все перечисленные параметры до недавнего времени не позволяли определить один из главных рабочих показателей системы – дебит скважины. Этот показатель, будучи одним из самых важных с точки зрения разработки месторождения и работы каждого из объектов эксплуатации месторождения, до сих пор определяется с помощью различных установок с использованием дискретных методов при разделении продукции скважин на жидкость и газ.

Необходимость использования сепараторов газа обусловливает необходимость применения низконапроных (до 4,0 МПа) сосудов – сепараторов малого объема (обычно до 1,0 м3), а подвод к одной системе замера нескольких манифольдов от разных скважин приводит к существенной дискретности проводимых замеров. Часто замер дебита скважины проводится всего один раз в сутки, а иногда и реже.

Такой метод определения дебита скважин не подходит для современных условий эксплуатации нефтяных скважин и не позволяет обеспечить цифровизацию процесса добычи нефти и проведение предиктивного анализа работы скважинного оборудования даже при постоянной эксплуатации. Еще бльшие проблемы возникают при использовании стандартных замерных установок при циклической эксплуатации скважин с помощью установок электроприводных лопастных насосов.

Для эффективного контроля работы системы «пласт – скважина – скважинное насосное оборудование» на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой отрасли Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина была разработана методика определения дебита скважин, оборудованных установками электроприводных лопастных насосов, по косвенным параметрам, получившая в нефтяной промышленности название «виртуальный расходомер». В статье представлены результаты испытаний виртуального расходомера, функции которого заложены в программно-аппаратный комплекс «Блоки интеллектуализации нижнего уровня скважин».

When operating wells with electrically driven vane pump units, a very important factor affecting the efficiency of the “reservoir – well – pump unit” system is obtaining accurate and timely data on the operating parameters of this system. That is why nowadays almost all newly introduced pumping units are equipped with downhole sensors that make it possible to obtain information about pressure at the pump unit intake, temperature of oil or winding wire of submersible electric motor, vibration parameters of downhole pump unit in real time from the well.

In combination with the parameters received from the plants control stations (operating current, load factor, voltage, consumed active power, cable line resistance, etc.) the specified information allows to estimate the downhole equipment condition.

However, all these parameters until recently did not allow to determine one of the main performance indicators of the system – well flow rate. This indicator, being one of the most important from the point of view of field development and operation of each object of field operation, is still determined by means of different units using discrete methods when separating well production into liquid and gas.

The necessity of gas separation necessitates application of low-permeability (up to 4.0 MPa) vessels – small volume separators (usually up to 1.0 m3), and supplying several manifolds from different wells to one metering system leads to significant discreteness of performed measurements. Often the flow rate of a well is measured only once a day, and sometimes less frequently.

This method of well flow rate determination is not suitable for modern oil well operation conditions and does not allow providing digitalization of oil production process and conducting predictive analysis of downhole equipment operation even at continuous operation. Even greater problems arise when using standard metering units during cyclic well operation using electrically driven vane pump units.

In order to effectively control operation of the “reservoir – well – downhole pumping equipment” system, a technique has been developed at the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) Department of Machinery and Equipment of Oil and Gas Industry to determine the flow rate of wells equipped with electric drive vane pump units by indirect parameters, which was named a “virtual flow meter” in the oil industry. The article presents the results of tests of the virtual flow meter, the functions of which are embedded in the hardware-software complex “Units of intelligent lower level of wells” (so called “BINUS”).

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ВИРТУАЛЬНЫЙ РАСХОДОМЕР, СНИЖЕНИЕ ОПЕРАТИВНЫХ РАСХОДОВ, ЦИФРОВОЙ ДВОЙНИК, ДЕГРАДАЦИЯ РАБОЧЕЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ЭЛЕКТРОПРИВОДНОЙ ЛОПАСТНЫЙ НАСОС, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН, РАСХОДОМЕР, ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СТАНЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ, СИСТЕМА ПРЕДИКТИВНОГО АНАЛИЗА

SMART WELL, SMART FIELD, VIRTUAL FLOW METER, OPERATIONAL FLOW RATE REDUCTION, DIGITAL TWIN, DEGRADATION OF OPERATING CHARACTERISTICS, ELECTRICALLY DRIVEN VANE PUMP, WELL FLOW RATE DETERMINATION, FLOW METER, SMART CONTROL STATION, PREDICTIVE ANALYSIS SYSTEM

Ю.А. Донской1, e-mail: ydonskoy@gmail.com

И.Н. Герасимов1, e-mail: igorg.conik@gmail.com

В.С. Баканеев2, e-mail: vitaly.bakaneev@lp.lukoil.com

А.Б. Петров2, e-mail: alexey.petrov@lp.lukoil.com

Д.Н. Красноборов2, e-mail: denis.krasnoborov@lp.lukoil.com

1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия).

Yu.A. Donskoy1, e-mail: ydonskoy@gmail.com

I.N. Gerasimov1, e-mail: igorg.conik@gmail.com

V.S. Bakaneyev2, e-mail: vitaly.bakaneev@lp.lukoil.com

A.B. Petrov2, e-mail: alexey.petrov@lp.lukoil.com

D.N. Krasnoborov2, e-mail: denis.krasnoborov@lp.lukoil.com

1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education “Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)” (Moscow, Russia).
2 LUKOIL-Perm LTD (Perm, Russia).

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Фролов С.В. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2000. № 4. С. 11–16.

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Фролов С.В. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти и их реализация // Нефтепромысловое дело. 2000. № 12. С. 40–43.

Шевченко С.Д., Якимов С.Б., Ивановский В.Н. и др. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 6. С. 90–91.

Ивановский В.Н. Инновационные разработки как инструмент сокращения затрат на добычу нефти // Инженерная практика. 2014. № 4. С. 44–51.

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н. и др. Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. С. 115–120.

Долов Т.Р, Кузнецов И.В. Определение условий эксплуатации и типоразмеров ЭЦН на деградацию их характеристик // Инженерная практика. 2019. № 11–12. С. 62–66.

Герасимов И.Н., Деговцов А.В., Долов Т.Р. и др. К вопросу о деградации рабочих характеристик электроприводных лопастных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2020. № 3 (117). С. 14–20.

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Повышение эффективности добычи нефти за счет внедрения элементов цифровизации // Нефтяное хозяйство. 2021. № 7. С. 118–124.

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н. и др. Программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей – новая ступень интеллектуализации добычи нефти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 2. С. 33–37.

Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н. и др. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 4. С. 20–24.

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Frolov S.V. Fundamentals of Creation and Operation of Hardware-Software Complexes of Selection and Diagnostics of Downhole Pump Units for Oil Production. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2000;(4):11–16. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Frolov S.V. Computer Methods of Equipment Selection for Oil Production and Their Implementation. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2000;(12):40–43. (In Russ.)

Shevchenko S.D., Yakimov S.B., Ivanovskiy V.N. et al. Development of the Algorithm Providing Calculation of Oil Wells Flow-Rates Operated by Means of Usage of Electrical Submersible Pumps. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa [Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry]. 2013;(6):90–91. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N. Innovative Developments as a Tool to Reduce the Cost of Oil Production. Inzhenernaya praktika [Engineering Practice]. 2014;(4):44–51. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Gerasimov I.N. et al. Development and Implementation of a Virtual Flow Meter for Wells Equipped with Centrifugal Pumps Installations. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016;(11):115–120. (In Russ.)

Dolov T.R., Kuznetsov I.V. Determination of Operating Conditions and Size of ESPs on Degradation of Their Characteristics. Inzhenernaya praktika [Engineering Practice]. 2019;(11–12):62–66. (In Russ.)

Gerasimov I.N., Degovtsov A.V., Dolov T.R. et al. On the Issue of Performance Characteristics Degradation of Electric-Driven Vane Pumps. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa [Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry]. 2020;3(117):14–20. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V. et al. Improving the Efficiency of Oil Production through the Introduction of Digitalization. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2021;(7):118–124. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Gerasimov I.N. et al. Hardware-Software Systems Protect Downhole Equipment from Salt Deposits – a New Level of Intellectualization Oil. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa [Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry]. 2015;(2):33–37. (In Russ.)

Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Gerasimov I.N. et al. Intelligent Hardware and Software Systems Protect Downhole Equipment from Salt Deposits. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2015;(4):20–24. (In Russ.)

NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 505 Б

+7 (495) 240-54-57