В статье представлено методическое и алгоритмическое описание инструментального ландшафта для комплексного управления потенциалом добычи из скважин механизированного фонда. Предложенные решения полностью охватывают процессы автоматизированного создания и адаптации к фактическим данным физических моделей области дренирования скважины, газожидкостного подъемника с подземным и наземным оборудованием и сети сбора скважинной продукции, а также алгоритмы интеграции и управления данными моделями для решения задач оперативной адресной оптимизации затрат на механизированный подъем скважинной продукции с учетом физических процессов, происходящих в каждом элементе системы. Используемые модели содержат весь необходимый в рамках решаемых задач спектр физических явлений. При этом модели не являются вычислительно трудоемкими и не требуют ручной адаптации к фактическим значениям и дополнительных исходных данных для создания, кроме тех, которые имеются в паспорте скважины, глубиннонасосного и наземного оборудования. Описанные в статье алгоритмы позволяют на основе физических моделей решать задачи групповой оптимизации технологических режимов работы скважин добывающего фонда с целью оптимизации технологических затрат на добычу. Предложенные подходы дают возможность на основании стандартного набора исходных данных проводить групповую оптимизацию режимов эксплуатации скважин добывающего фонда без смены оборудования с целью максимизации добычи без увеличения технологических затрат либо минимизации технологических затрат без снижения добычи. Кроме того, рассмотрена интеграция представленного инструмента с алгоритмами расчета эффекта от смены оборудования.
Список литературы
1. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика. – М. – Ижевск, Институт компьютерных исследований. – 2005. – 544 с.
2. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. – Richardson: SPE, 1999. – 164 p.
3. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores //A.M. Ansari, N.D. Sylvester, O. Shoham, J.P. Brill // SPE-20630-PA. – 1994. - https://doi.org/10.2118/20630-PA
4. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяутдинов [и др.] // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/ 196816-MS.
5. Оптимизация работы скважин, эксплуатируемых газлифтным механизированным способом в условиях шельфа / А.А. Лубнин, Е.В. Юдин, Р.Ф. Фазлытдинов [и др.] // SPE-181903-RU. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181903-MS
6. Marquez R.A.,Prado M.G. A New Robust Model For Natural Separation Efficiency // SPE-80922-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/80922-MS
7. Takacs G. Electrical Submersible Pumps Manual. Design, Operations, and Maintenance. – Gulf Professional Publishing, 2017. – 578 p.
8. Krasnov V.A., Litvinenko K.V., Khabibullin R.A. An Approach To Account ESP Head Degradation In Gassy Wells For ESP Frequency Optimization // SPE-171338-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171338-MS
9. Perkins T.K. Critical and Sub-Critical Flow of Multiphase Mixtures Through Chokes // SPE-20633-PA. – 1993. – https://doi.org/10.2118/20633-PA
10. Хабибуллин Р.А., Бурцев Я.А. Новый подход к расчету режима работы газлифтной скважины для оптимизации работы // SPE-176668-RU. – 2015. – https://doi.org/10.2118/176668-MS
11. Кацман М.М. Справочник по электрическим машинам. – М.: Издательский центр «Академия». – 2005. – 480 с.
12. Чарный И.М. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат. – 1963. – 397 с.
13. Самосогласованный подход к определению индикаторной диаграммы нефтяной скважины / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Р.А. Хабибуллин, Т.Р. Мусабиров // SPE-160782-RU. – 2012. – https://doi.org/10.2118/160782-MS
14. Хасанов М.М., Краснов В.А., Гук В.Ю. Оценка параметров пласта методом анализа данных добычи // SPE-117406-MS. – 2008. - https://doi.org/ 10.2118/117406-MS
15. Kermit E.B., Beggs H.D. The Technology of Artificial Lift Methods. – Tulsa: PennWellBooks, 1984. – 448 p.
16. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells // JPT. – 1968. – V. 20. – P. 83–93.
17. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа / И.В. Судеев, А.В. Тимонов, В.Ю. Гук, Р.Н. Асмандияров //Нефтяное хозяйство. - №11.-2008. – С.58-61
18. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин / В.А. Краснов, И.В. Судеев, Е.В. Юдин [и др.] // Научно-технический Вестник ОАО «НК«Роснефть». – 2010.– № 1. – С. 30– 34.
19. Краснов В.А., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Модели работы скважин для решения задачи идентификации параметров пласта по данным эксплуатации // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть» – 2010. – № 2. – С. 34–38.
20. Канин Е.А., Краснов В.А. Метод расчета продуктивности скважин на неустановившемся режиме эксплуатации с учетом характеристики лифта // Нефтяное хозяйство. – 2019. –№ 6. – С. 84–89. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-84-89
