Разработка и опыт применения комплексной механистической модели виртуального расходомера для скважин, оборудованных электроцентробежными насосами

Abstract

Актуальность исследования заключается в необходимости создания инструмента для расчета дебита скважин по косвенным признакам. В настоящее время широкое распространение принимают интеллектуальные станции управления, для работы которых необходимо наличие актуальных данных о состоянии работы скважины, в том числе дебите. Однако в современных условиях замеры дебита выполняются периодически, что не позволяет оперативно анализировать условия работы скважин и выполнять оптимизацию параметров работы глубинно-насосного оборудования. В связи с этим регулирование режимов работы скважин не является своевременным, что ведёт к снижению эффективности добычи нефти. Таким образом, возникает необходимость создания специального программного обеспечения для автоматического расчёта дебита скважин - виртуальных расходомеров. На сегодняшний день не существует виртуальных расходомеров, использующих все необходимые для расчёта и прогнозирования дебита физические данные со скважин. Цель: создать наиболее точную модель механистического виртуального расходомера. Методы: комплекс методик, основанных на технологических процессах для точного расчёта дебита и определения проблемных скважин; разработанный алгоритм для сверки и согласования полученных результатов расчётов. Результаты. Получена комплексная модель механистического виртуального расходомера, исследующая все необходимые для расчёта дебита данные в ходе работы скважины. Расход рассчитывался на трёх скважинах в течение двух недель, затем сравнивался с фактическими значениями. Отклонение от реальных значений составило не более 8,7 %. Проведена оценка коэффициентов корреляции для различных моделей расчёта дебита, выявлены оптимальные наборы моделей расчёта на малодебитных и высокодебитных скважинах. Также проведено тестирование виртуального расходомера на осложненном фонде скважин. Исходя из полученных графиков можно сделать вывод, что возможно использование расходомера для предсказывания различных аварийных ситуаций. Выводы. Изучение уже существующих моделей механистических виртуальных расходомеров позволило понять, что не все необходимые данные используются для расчёта дебита скважины. Применение данной модели существенно повысит точность расчётных и прогнозируемых значений дебита, в том числе позволит идентифицировать различные осложнения в процессе добычи нефти. Таким образом, представленный в работе виртуальный расходомер внесёт существенный вклад в автоматизацию и цифровизацию нефтедобычи.

The relevance of the study lies in the need to create a tool for calculating the flow rate of wells by indirect signs. Currently, intelligent control stations, for the operation of which it is necessary to have up-to-date data on the state of well operation, including flow rate, are widely used. However, in modern conditions, flow rate measurements are performed periodically, which does not allow quickly analyzing the operating conditions of wells and optimizing the operation parameters of downhole pumping equipment. In this regard, the regulation of well operation modes is not timely, which leads to decrease in the efficiency of oil production. Thus, there is a need to create special software for automatic calculation of well flow rates - virtual flow meters. To date, there are no virtual flow meters that use all the physical data from wells necessary for calculating and predicting the flow rate. Purpose: to create the most accurate model of a mechanistic virtual flow meter. Methods: set of techniques based on technological processes for accurate calculation of production rates and identification of problem wells; developed algorithm for reconciliation and agreement of the obtained calculation results. Results. As a result, a new mechanical virtual flow meter model was obtained. It examines all the data necessary for calculating the flow rate during well operation. The flow rate was calculated on three wells within two weeks, then compared with the actual values. The deviation from the real values was no more than 8,7 %. The evaluation of correlation coefficients for various models for calculating the flow rate was carried out, the optimal sets of calculation models for low-rate and high-rate wells were identified. A virtual flow meter was also tested on a complicated well stock. Based on the graphs obtained, it can be concluded that it is possible to use the flow meter to predict various emergency situations. Conclusions. The study of already existing models of mechanistic virtual flow meters made it possible to understand that not all the necessary data are used to calculate the well flow rate. The use of this model will significantly improve the accuracy of the calculated and predicted flow rates, including the identification of various complications in oil production. Thus, the virtual flowmeter presented in the paper will make a significant contribution to the automation and digitalization of oil production.