Виртуальная расходометрия как инструмент мониторинга эффективности работы скважины с УЭЦН

В статье рассматриваются актуальность и различные способы применения задачи виртуальной расходометрии, приведены методы решения задачи, используемые в отрасли. Подробно разобран подход, основанный на анализе работы установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) с использованием данных, регулярно собираемых в корпоративных базах данных (БД): конструкция скважины, телеметрия с УЭЦН, данные с манометров и термометров, доступные замеры дебитов по фазам на АГЗУ (редкие замеры для калибровки). В предложенной модели анализируется электрическая составляющая работы УЭЦН, что позволяет оценить динамику коэффициента деградации характеристик установки и дебита газожидкостной смеси в насосе. Алгоритм апробирован на нескольких месторождениях компании, в статье приводится детальный разбор одной из скважин, начиная с фильтрации входных данных до восстановления динамики изменения дебита, а также сводная таблица с результатами апробирования на нескольких десятках скважин различных месторождений. Основным результатом проделанной работы является подтверждение возможности увеличения частотности замеров дебита за счет косвенных параметров, а также внедрение алгоритма в информационные системы компании, которые дают возможность осуществить мониторинг большого фонда скважин.

1. Sæther G. Software Determines Multiphase Flow without Meters // Petroleum Engineer International. – 1998.

2. Berg K., Davalath J. Field Applications of Idun Production Measurement System. OTC, Houston, TX, 2002.

3. Rasmussen A. Field Applications of Model-based Multiphase Flow Computing. North Sea flow measurement workshop, St Andrews, UK, 2004.

4. Ausen H., Stinessen M., Fonnes D., Holm H. Uncertainty evaluation applied to a model-based Virtual Flow Metering system.

5. Subsea – TechnipFMC plc. Available at: https://www.technipfmc.com/en/what-we-do/subsea (accessed 30.10.2020).

6. Ивановский В.Н., Сабиров А. и др. Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центобежных насосов // Территория нефтегаз. – 2016. – № 11. – С. 115–120.

7. Пашали A., Tопольников A., Михайлов В. Восстановление дебита на основе алгоритмов «виртуального расходомера» для проведения гидроди - намических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – C. 63–67.

8. Multiphase Flow Metering Solutions. Available at: https://www.arcweb.com/market-studies/multiphase-flow-metering-solutions (accessed 30.10.2020).

9. Bikmukhametov T., Jaschke J. First Principles and Machine Learning Virtual Flow Metering: A Literature // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019, doi: 10.1016/j.petrol.2019.106487

10. OVS Group Virtual Metering. Available at: http://ovsgroup.com/ovs_workflows/virtual-metering/ (accessed 30.10.2020).

11. Enhanced Virtual Flow Metering (PhD). Available at: https://www.ntnu.edu/subpro/enhanced-virtual-flow-metering (accessed 30.10.2020).

12. Brill J.P., Mukherjee H.K. Multiphase Flow in Wells. Texas: Richardson Publ., 1999.

13. Takacs G. Electrical Submersible Pumps Manual: Design, operations and Mainenance. Berlington, Oxford: Gulf Professional Publ., 2017.

14. Lasater J.A. Bubble point pressure correlation // Journal of Petroleum Technology. – 1958. – V. 10, № 5. – P. 65–67.

15. Vazquez M., Beggs H.D. Correlations for fluid physical property prediction. SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition, 1977.

16. Brill J.P. Multiphase flow in wells // Journal of Petroleum Technology. – 1987. – V. 39, is. 01.

17. Marquez R.A., Prado M.G. A New Robust Model For Natural Separation Efficiency. SPE Production and Operations Symposium, 23–26 March, Oklahoma City, Oklahoma, 2003.

18. Ansari A.M., Sylvester N.D., Sarica C., Shoham O., Brill J.P. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores // SPE Production&Facilities. – 1994, May. – P. 143–152.

19. Perkins T.K. Critical and Subcritical Flow of Multiphase Mixtures through Chokes // SPE Drilling and Completion Journal. – 1993. – V. 8, is. 4. – P. 271–276