Виртуальный расходомер

Инновационные разработки в области добычи нефти

5.1. Виртуальный расходомер 5.2. Инновационные ступени для УЭЦН малого диаметра 5.3. Инновационный лабиринтно-винтовой насос 5.4. Насосные установки с канатными штангами при эксплуатации скважин с большим темпом набора кривизны 5.5. Струйные насосные установки для добычи нефти из скважин с боковыми стволами малого диаметра

Виртуальный расходомер

Существуют различные способы замера дебита, в том числе применение автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник» и «ОЗНА-Спутник», индивидуальных замерных установок-расходомеров различных типов и модификаций (многофазные, глубинные, турбинные, массовые, кориолисовые, СКЖ и т.п.), а также мобильных и стационарных установок различных типов и модификаций для измерения дебита (АСМА, ОЗНА-Vx, КТС-ИУ, УИПДС БОЗНА и т.п.).

Все они не соответствуют современным требованиям, предъявляемым к замерным установкам. Во-первых, на сегодняшний день значительная часть групповых замерных установок (ГЗУ) устарела и погрешность при измерениях может достигать 40%. Также довольно часто встречаются скважины, которые работают на один манифольд, что делает невозможным оперативное определение дебита, так как для этого необходимо останавливать работу одной из скважин.

При циклической и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) «ЭЦН+ЭЦН», а также при эксплуатации разведочных скважин также возникают вопросы оперативного замера дебита. «Виртуальный расходомер» позволяет оперативно замерять расход жидкости путем онлайн-мониторинга работы всей системы «пласт – скважина – насосное оборудование». Для работы «Виртуального расходомера» с установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), оснащенного современной станцией управления (СУ), не требуется дополнительное оборудование (рис. 5.1).

 

Рис. 5.1. Компоновка оборудования системы «виртуального расходомера»

 

 

В существующий контроллер устанавливается программное обеспечение «Автотехнолог-виртуальный расходомер», которое выполняет необходимые вычисления. Существуют два варианта расчета дебита по косвенным показателям. Первый – по напорно-расходной характеристике (НРХ) ЭЦН. Для этого используется НРХ центробежного насоса, полученная на воде. В программе происходит пересчет характеристики (НРХ) ЭЦН на вязкость добываемой жидкости и расчет необходимого напора. Таким образом, точка пересечения НРХ будет указывать на расход жидкости на приеме насоса (рис. 5.2).

 

 

Рис. 5.2. Определение дебита по напорно-расходной характеристике

 

После этого производится расчет давления по стволу и определяется конечный дебит.

Второй метод – определение дебита по мощности. Для этого сначала определяется мощность, подводимая к ЭЦН, после этого по энергетической характеристике ЭЦН определяется режим, соответствующий подаче. Полученное из характеристики значение дебита на приеме ЭЦН пересчитывается с учетом поверхностных условий. В этой методике используется уникальный параметр – отношение дебита к КПД, значение которого никогда не повторяется, что позволяет минимизировать погрешность замера дебита (рис. 5.3).

Важно то, что данные по дебиту выводятся в онлайнрежиме с заданной пользователем цикличностью. Программное обеспечение проводит мониторинг работы всей системы «пласт – скважина – насосное оборудование» и может построить график изменения дебита за сутки, год или весь период эксплуатации.

Вычислять дебит также можно на сервере ввода и сбора данных (в ЦДНГ), при этом передача данных осуществляется по сети GPRS через GSM-модем. На сервере размещается программное обеспечение, которое собирает данные со скважин и передает их через контроллер на сервер, где обрабатывается вся информация (рис. 5.4).

 

 

 

Рис. 5.3. Определение дебита по показателю мощности

 

 

Рис. 5.4. Вычисления на сервере ввода и сбора данных

 

Таким образом, осуществляется мониторинг каждой отдельной скважины: наблюдение за изменением давления на приеме, дебита и т.п. Это в свою очередь позволяет принимать оперативные решения для оптимизации работы оборудования.

Работы по внедрению данного оборудования были проведены в 2013 году на пяти скважинах на месторождениях Западной Сибири. Максимальная погрешность измерений с помощью виртуального расходомера не превышает 13%. Таким образом, можно сказать, что данная система достаточно эффективно производит расчеты с минимальными погрешностями. Представленная технология определения дебита позволяет оперативно получать информацию о работе скважины и принимать решение по изменению режима эксплуатации. Заложенный алгоритм дает возможность не только определять потенциал, но и проводить комплексное исследование скважины.