Журналов:     Статей:        

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016; : 115-120

Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов

Ивановский В. Н., Сабиров А. А., Герасимов И. Н., Мазеин И. И., Брюханов С. В., Золотарев И. В.

Аннотация

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 %.
Список литературы

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И. , Каштанов В.С., Сабиров А.А. Оптимизация процесса добычи нефти на скважинах, оборудованных УШСН, с помощью современной методики и инструмента для распознавания неисправностей // Труды ГАНГ им. И.М. Губкина. 1996. № 243.

2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И. , Каштанов В.С., Сабиров А.А., Пекин С.С. Опыт создания и применения комплексной системы диагностики нефтепромыслового оборудования // Нефтепромысловое дело. 1997. № 12. С. 25.

3. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Волобуев М.Г. Опыт создания и применения комплексной системы диагностики нефтепромыслового оборудования // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1997. № 1. С. 25-34.

4. 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.

5. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Якимов С.Б. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами // Нефтяное хозяйство. 2009. № 6. С. 73-75.

6. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Карелина С.А. К вопросу об интеллектуализации добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. № 8. С. 20-24.

7. Сабиров А.А. Программные комплексы подбора, оптимизации и мониторинга работы оборудования механизированного фонда нефтяных скважин // Нефтегазовая вертикаль. 2015. № 19. С. 77-80.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016; : 115-120

Development And Implementation Of A Virtual Flow Meter For Wells Equipped With Centrifugal Pumps Installations

Ivanovskiy V. N., Sabirov A. A., Gerasimov I. N., Mazein I. I., Bryukhanov S. V., Zolotarev I. V.

Abstract

When operating oil wells it is necessary to determine the fluid and gas flow rates, firstly, to determine the state of the «formation - well - pump unit» system, and secondly, and this is more important, to clarify the status of the field development degree. For this purpose, personal or automated group metering stations (AGMS) are used, where wells products are fed through a separate pipeline. At the same time the problems of flow rate measuring occur for mechanized wells associated with the various technical and economic factors. Gubkin Russian State University of Oil and Gas has been performing works since 1996 to create a diagnostic system of downhole pumping systems, where one of the main features is the ability to determine wells flow rate. Interest in the «virtual flowmeters» is defined by the widespread application of Submersible Telemetry systems (STMS) and the development of control systems for downhole pumping systems based on microprocessor technology. Another incentive to create a virtual flow meter was a development and implementation of dual production systems (DPS), operation of sidetrack wells, use of a linear system of wells products collection with high line pressure. The results of the research and development and commercial works are represented on the creation and implementation of wells yield definition systems based on indirect indicators of the virtual flowmeter. Virtual flowmeter - a system of primary sensors, controller as part of the well pump station and software that allows calculating borehole pump station rate by means of calculation based on the data of the primary sensors. Experimental field tests of virtual flowmeters were carried out in the fields in Western Siberia and the Perm Territory and showed good reproducibility of the «virtual flowmeter» system and typical measuring units for wells production rate. The maximum error of the well yield value by virtual flowmeter does not exceed 4-5 %.
References

1. Ivanovskii V.N., Darishchev V.I. , Kashtanov V.S., Sabirov A.A. Optimizatsiya protsessa dobychi nefti na skvazhinakh, oborudovannykh UShSN, s pomoshch'yu sovremennoi metodiki i instrumenta dlya raspoznavaniya neispravnostei // Trudy GANG im. I.M. Gubkina. 1996. № 243.

2. Ivanovskii V.N., Darishchev V.I. , Kashtanov V.S., Sabirov A.A., Pekin S.S. Opyt sozdaniya i primeneniya kompleksnoi sistemy diagnostiki neftepromyslovogo oborudovaniya // Neftepromyslovoe delo. 1997. № 12. S. 25.

3. Ivanovskii V.N., Darishchev V.I., Sabirov A.A., Volobuev M.G. Opyt sozdaniya i primeneniya kompleksnoi sistemy diagnostiki neftepromyslovogo oborudovaniya // Magistral'nye i promyslovye truboprovody: proektirovanie, stroitel'stvo, ekspluatatsiya, remont. 1997. № 1. S. 25-34.

4. Ivanovskii V.N., Sabirov A.A., Frolov S.V. Osnovy sozdaniya i ekspluatatsii programmno-apparatnykh kompleksov podbora i diagnostiki skvazhinnykh nasosnykh ustanovok dlya dobychi nefti // Neftepromyslovoe delo. 2000. № 4.

5. Ivanovskii V.N., Sabirov A.A., Donskoi Yu.A., Yakimov S.B. Prognozirovanie kak sposob bor'by s otlozheniem solei v skvazhinakh, oborudovannykh elektrotsentrobezhnymi nasosami // Neftyanoe khozyaistvo. 2009. № 6. S. 73-75.

6. Ivanovskii V.N., Sabirov A.A., Karelina S.A. K voprosu ob intellektualizatsii dobychi nefti // Territoriya «NEFTEGAZ». 2010. № 8. S. 20-24.

7. Sabirov A.A. Programmnye kompleksy podbora, optimizatsii i monitoringa raboty oborudovaniya mekhanizirovannogo fonda neftyanykh skvazhin // Neftegazovaya vertikal'. 2015. № 19. S. 77-80.