«Нефтепро-
мысловое дело»

ОБЗОР ПОДХОДОВ К РЕАЛИЗАЦИИ АЛГОРИТМА ВИРТУАЛЬНОГО РАСХОДОМЕРА НА СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

УДК: 622.276.53.054.23:621.67-83
DOI: 10.33285/0207-2351-2022-1(637)-33-41

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
² Газпромнефть-Хантос, Ханты-Мансийск, Россия

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, газожидкостная смесь, виртуальный расходомер, литературный обзор

Аннотация:

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) в настоящее время являются основным способом добычи нефти в России и основной технологической платформой цифровизации скважин и управления добычей. О работе УЭЦН собирается большое количество информации как высокочастотных параметров работы, так и интегральных. Регистрируемые данные во время эксплуатации скважины УЭЦН могут быть использованы не только для диагностики состояния оборудования, но и для получения дополнительной информации о работе всей добывающей системы пласт – скважина – УЭЦН – НКТ – система сбора. Одним из способов полезного использования этой информации является решение задачи виртуальной расходометрии, которая направлена на определение дебита и позволяет своевременно получать информацию и выявлять аномалии в работе скважины. При этом электроцентробежный насос зачастую перекачивает флюид с содержанием свободного газа, что является осложняющим фактором и может оказывать значительное влияние на его напорно-расходную характеристику. В статье проведено обобщение опыта использования моделей УЭЦН для прогнозирования дебита жидкости для решения задачи виртуальной расходометрии.

Список литературы:

1. Изменение № 1 ГОСТ Р 8.615–2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. – М., 2009.
2. Виртуальная расходометрия как инструмент мониторинга эффективности работы скважины с УЭЦН / А.М. Андрианова, А.А. Логинов, Р.А. Хабибуллин, О.С. Кобзарь // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4(18). – С. 75–80. – DOI: https://doi.org/10.7868/S2587739920040114
3. Брилл Д.П., Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах: пер. с англ. Ю.В. Русских; под ред. М.Н. Кравченко. – Ижевск: Ин-т компьютерных исслед., 2006. – 384 с.
4. Горидько К.А. Стенд исследований дисперсности газовой фазы в потоке газожидкостной смеси по длине электроцентробежного насоса // Экспозиция Нефть Газ. – 2020. – № 6. – С. 62–66. – DOI: https://doi.org/10.24411/2076-6785-2020-10106
5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: учеб. пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 309 с.
6. Ермолкин О.В. Измерение и контроль технологических процессов: конспект лекций. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
7. Автоматизация сбора и подготовки данных (В)ТМС для проведения гидродинамических исследований скважин с использованием "виртуального расходомера" / А.А. Пашали, М.А. Александров, А.Г. Климентьев [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2016. – № 11. – С. 60–63.
8. Пашали А.А., Топольников А.С., Михайлов В.Г. Восстановление дебита на основе алгоритмов "виртуального расходомера" для проведения гидродинамических исследований скважин // Нефт. хоз-во. – 2017. – № 11. – С. 63–67. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-11-63-67
9. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Использование алгоритма "виртуального расходомера" при выводе нефтяных скважин на режим // Нефт. хоз-во. – 2020. – № 10. – С. 82–85. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-82-85
10. Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, И.Н. Герасимов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 11. – С. 115–120.
11. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800 // Нефтепромысловое дело. –1968. – № 7. – С. 34–38.
12. Интеллектуализация скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов / С.С. Ульянов, Р.И. Сагындыков, Д.С. Давыдов [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2018. – № 10. – С. 130–133. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-130-133
13. Шаякберов В.Ф. Совершенствование технологии поскважинного контроля и учета добычи продукции // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – С. 4–15.
14. Bikmukhametov T., Jäschke J. First Principles and Machine Learning Virtual Flow Metering: A Literature Review // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 184. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106487
15. Bratland О. Pipe Flow 2. Multiphase flow assurance. – 2013. – URL: http://www.drbratland.com/
16. Camilleri L.,Wentao Z. Obtaining Real–Time Flow Rate, Water Cut, and Reservoir Diagnostics from ESP Gauge Data // Paper presented at the SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition, Aberdeen, UK, September 2011. – DOI: https://doi.org/10.2118/145542-MS
17. Converting ESP Real–Time Data to Flow Rate and Reservoir Information for a Remote Oil Well / L. Camilleri, M.El. Gindy, A. Rusakov, S. Adoghe // Paper presented at the SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, September 2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/176780-MS
18. Camilleri L., El Gindy M., Rusakov A. Providing accurate ESP flow rate measurement in the absence of a test separator // Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 2016. – DOI: https://doi.org/10.2118/181663-MS
19. Increasing Production With High–Frequency and High–Resolution Flow Rate Measurements from ESPs / L. Camilleri, М. El Gindy, A. Rusakov [et al.] // Paper presented at the SPE Electric Submersible Pump Symposium, The Woodlands, Texas, USA, April 2017. – DOI: https://doi.org/10.2118/185144-MS
20. Increasing production with high-frequency and high-resolution flow rate measurements from ESPs / L. Camilleri, M. El Gindy, A. Rusakov [et al.] // Society of Petroleum Engineers – SPE Electric Submersible Pump Symposium. – 2017. – P. 49. – DOI: https://doi.org/10.15530/urtec-2020-2790
21. Camilleri L. Free gas and ESP; Case studies illustrating the difference between flowrate oscillations, gas locking and instability // Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – DOI: https://doi.org/10.2118/201476-MS
22. Virtual metering system for oil and gas field monitoring based on a differential pressure flowmeter / E.F. Da Paz, J.L. Baliño, I. Slobodcicov, D.F. Filho // Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 2010. – P. 1431. – DOI: https://doi.org/10.2118/133895-MS
23. Smart metering: An online application of data validation and reconciliation approach / M. Haouche, A. Tessier, Y. Deffous [et al.] // Society of Petroleum Engineers – SPE Intelligent Energy International. – 2012. – P. 215. – DOI: https://doi.org/10.2118/149908-MS
24. Virtual flow meter pilot: Based on data validation and reconciliation approach / M. Haouche, A. Tessier, Y. Deffous, J. Authier // SPE Production and Operations Symposium, Proceedings. – 2012. – P. 1071. – DOI: https://doi.org/10.2118/157283-MS
25. Efficiency analysis of ESP lifted wells in the context of virtual flow metering / I. Krylov, S. Budennyy, R. Khabibullin [et al.] // Society of Petroleum Engineers – SPE Russian Petroleum Technology Conference 2019, RPTC 2019. – DOI: https://doi.org/10.2118/196817-MS
26. Study of an Electrical Submersible Pump (ESP) as flow meter / M.P. Varón, J.L. Biazussi, A.C. Bannwart [et al.] // Society of Petroleum Engineers – 2013 SPE Artificial Lift Conference – Americas: Artificial Lift: Where Do We Go From Here. – 2013. – P. 465. – DOI: https://doi.org/10.2118/165065-MS