Ученые из Пермского Политеха придумали, как улучшать работу добывающих скважин в режиме реального времени
Пермь, 14 авг - ИА Neftegaz.RU. Ученые из Пермского Политеха (ПНИПУ) разработали модель механистического виртуального расходомера, которая позволит оптимизировать работу добывающих скважин в режиме реального времени.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Исследование с результатами работы модели было опубликовано в журнале Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов 6, 2023 г.
Внедрение интеллектуальных станций управления скважинами будет способствовать сокращению энергопотребления и износа оборудования.
Ключевым требованием для работы таких станций является постоянное измерение дебита.
Но в настоящее время замеры количества добываемой нефти проводятся периодически, что не дает возможности анализировать условия работы скважины и регулировать ее работу своевременно.
Это приводит к снижению эффективности добычи нефти.
Для решения этой проблемы ученые создали программное обеспечение, основанное на разработанной модели виртуального расходомера, которое будет автоматически рассчитывать дебит и обеспечивать оптимизацию работы скважины.
Регулярное измерение объема добытой жидкости (дебита) является важной частью процесса нефтедобычи.
Расчет дебита позволяет оценить рентабельность участка, продуктивность месторождения, добытую и оставшуюся нефть, а также оценить качество работы скважины и оборудования.
Качество и своевременность расчета дебита имеют важное значение для экономической и технологической составляющей нефтепромышленности.
В настоящее время замеры добытой нефти проводятся периодически, с использованием установок, что приводит к отклонениям от фактических значений из-за изменчивости дебита скважин и редкости замеров.
Анализ всех полученных данных выполняется вручную, что требует значительного времени.
Ученые из ПНИПУ разработали механистический виртуальный расходомер для моделирования расхода скважины на основе замеров косвенных параметров добычи контрольно-измерительными приборами.
В своей работе они использовали уникальный комплекс методик, основанный на пяти моделях, для оценки дебита скважины.
Для создания виртуального расходомера ученые выбрали модель жидкости, которая позволяет рассчитывать характеристики флюида (плотность, вязкость, растворимость газа и т. д.), модель добычи нефти и погружного оборудования для получения большого количества исходных данных.
Также была использована модель потерь давления в лифтовой колонне, в штуцере и линейном трубопроводе, которые позволяют определять дебит и проверять корректность исходных данных с высокой точностью.
После получения всех исходных данных ученые определили 5 значений расчетных дебитов скважины, которые далее обрабатывали.
Особенностью разработанной модели является возможность определения расчетного дебита каждую минуту.
Это означает, что измерение объема получаемой нефти будет проводиться регулярно и автоматизировано в режиме реального времени.
Оператор видит 5 замеров виртуального дебита каждую минуту, и при их относительной сходимости (менее 5%) среднее значение может считаться действительным расчетным дебитом.
Проверка механистической модели на реальных промысловых данных нескольких нефтедобывающих скважин показала, что отклонение от фактического дебита при расчете среднего значения, определенного по всем моделям, не превышает 8,7%.
Это свидетельствует об эффективности и достоверности разработки.
Тестирование виртуального расходомера на осложненном фонде скважин позволило ученым выяснить, что модель может применяться для предсказывания различных аварийных ситуаций.
Применение разработанной модели значительно повысит точность расчетных и прогнозируемых значений дебита, а также позволит идентифицировать различные осложнения в процессе добычи нефти.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Исследование с результатами работы модели было опубликовано в журнале Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов 6, 2023 г.
Внедрение интеллектуальных станций управления скважинами будет способствовать сокращению энергопотребления и износа оборудования.
Ключевым требованием для работы таких станций является постоянное измерение дебита.
Но в настоящее время замеры количества добываемой нефти проводятся периодически, что не дает возможности анализировать условия работы скважины и регулировать ее работу своевременно.
Это приводит к снижению эффективности добычи нефти.
Для решения этой проблемы ученые создали программное обеспечение, основанное на разработанной модели виртуального расходомера, которое будет автоматически рассчитывать дебит и обеспечивать оптимизацию работы скважины.
Регулярное измерение объема добытой жидкости (дебита) является важной частью процесса нефтедобычи.
Расчет дебита позволяет оценить рентабельность участка, продуктивность месторождения, добытую и оставшуюся нефть, а также оценить качество работы скважины и оборудования.
Качество и своевременность расчета дебита имеют важное значение для экономической и технологической составляющей нефтепромышленности.
В настоящее время замеры добытой нефти проводятся периодически, с использованием установок, что приводит к отклонениям от фактических значений из-за изменчивости дебита скважин и редкости замеров.
Анализ всех полученных данных выполняется вручную, что требует значительного времени.
Ученые из ПНИПУ разработали механистический виртуальный расходомер для моделирования расхода скважины на основе замеров косвенных параметров добычи контрольно-измерительными приборами.
В своей работе они использовали уникальный комплекс методик, основанный на пяти моделях, для оценки дебита скважины.
Для создания виртуального расходомера ученые выбрали модель жидкости, которая позволяет рассчитывать характеристики флюида (плотность, вязкость, растворимость газа и т. д.), модель добычи нефти и погружного оборудования для получения большого количества исходных данных.
Также была использована модель потерь давления в лифтовой колонне, в штуцере и линейном трубопроводе, которые позволяют определять дебит и проверять корректность исходных данных с высокой точностью.
После получения всех исходных данных ученые определили 5 значений расчетных дебитов скважины, которые далее обрабатывали.
Особенностью разработанной модели является возможность определения расчетного дебита каждую минуту.
Это означает, что измерение объема получаемой нефти будет проводиться регулярно и автоматизировано в режиме реального времени.
Оператор видит 5 замеров виртуального дебита каждую минуту, и при их относительной сходимости (менее 5%) среднее значение может считаться действительным расчетным дебитом.
Проверка механистической модели на реальных промысловых данных нескольких нефтедобывающих скважин показала, что отклонение от фактического дебита при расчете среднего значения, определенного по всем моделям, не превышает 8,7%.
Это свидетельствует об эффективности и достоверности разработки.
Тестирование виртуального расходомера на осложненном фонде скважин позволило ученым выяснить, что модель может применяться для предсказывания различных аварийных ситуаций.
Применение разработанной модели значительно повысит точность расчетных и прогнозируемых значений дебита, а также позволит идентифицировать различные осложнения в процессе добычи нефти.