Современное состояние автоматизации механизированной добычи нефти позволяет осуществлять контроль работы внутрискважинного оборудования в режиме реального времени на большом фонде скважин из единого центра мониторинга. Это стало возможным благодаря масштабному внедрению замерных датчиков и развитию систем передачи и хранения информации в последние 3-5 лет. При этом оказалось, что информация, собираемая в непрерывном режиме от погружных датчиков давления, которые установлены на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), может в ряде случаев помочь в определении параметров пласта, таких как пластовое давление, проницаемость, скин-фактор и др. Такого рода исследования, не требующие специальных манипуляций со скважиной, получили название «пассивных» гидродинамических исследований скважин, или авто-ГДИС. В статье предложены подходы к разработке «виртуального расходомера» для целей проведения авто-ГДИС. Дано описание алгоритмов, которые легли в основу расчетной методики определения дебита скважины по косвенным данным, а также результаты их тестирования на различных выборках скважин. Разработанные алгоритмы «виртуального расходомера» позволяют восстанавливать дебит скважины в условиях, когда его прямой замер невозможен или затруднен вследствие низкой дискретности замеров во времени. Применительно к авто-ГДИС это означает, что многократно расширяется выборка данных, которые могут быть использованы для интерпретации свойств пласта. Показано, что даже в условиях наличия полного набора исходных данных погрешность вычисления дебита скважины составляет около 10 % и не может быть заметно уменьшена из-за погрешностей замеров параметров, которые служат для вычисления дебита.
Список литературы
1. 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.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 60–63.
2. Топольников А.С. Интеллектуальная обработка данных (В)ТМС для интерпретации при проведении авто-ГДИС // Инженерная практика. – 2016. – № 10. – С. 54–59.
3. Production data analysis – challenges, pitfalls, diagnostics / D.M. Anderson [et al.] // SPE 102048.
4. Camilleri L.A.P., Banciu T., Ditoiu G. First installation of 5 ESP’s Offshore Romania – A case study and lessons learned // SPE 127593. – 2010.
5. Система удаленного мониторинга – Novomet SmartNet / Е. Хорошев, И. Золотарев, Д. Шевцов, В. Ивановский // Арсенал нефтедобычи. – 2015. – № 1 (18). – С. 15–19.
6. Hasan A.R., Kabir C.S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // International Journal of Multiphase Flow. – 1992. – № 18. – P. 279.
7. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.
