Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Исследование с результатами работы модели было опубликовано в журнале «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов» №6, 2023 г.
В настоящее время замеры добытой нефти проводятся периодически.
Это приводит к отклонениям от фактических значений из-за изменчивости дебита скважин и редкости замеров.
Анализ всех полученных данных выполняется вручную, что требует значительного времени.
Все это не позволяет оперативно и своевременно анализировать условия работы скважин и выполнять оптимизацию параметров работы глубинно-насосного оборудования, регулировать режимы работы скважин.
Это снижает эффективность добычи нефти.
Назрела необходимость в виртуальных расходомерах - специального программного обеспечения (ПО) для автоматического расчета дебита скважин, использующего физические данные со скважины, необходимые для расчета и прогнозирования дебита.
Регулярное измерение объема добытой жидкости (дебита) является важной частью процесса нефтедобычи.
Расчет дебита позволяет оценить:
- рентабельность участка недр;
- продуктивность месторождения;
- объем добытой и оставшейся нефть;
- качество работы скважины и оборудования.
Ученые из ПНИПУ разработали механистический виртуальный расходомер для моделирования расхода скважины на основе замеров косвенных параметров добычи контрольно-измерительными приборами.
Ученые, основываясь на методе механицизма, дерзко попытались свести сложные явления к механике, физическим причинам, в противовес витализму.
В своей работе они использовали:
- уникальный комплекс методик, основанный на 5 моделях техпроцессов, для точного расчета дебита скважины и определения проблемных скважин;
- разработанный алгоритм для сверки и согласования полученных результатов расчетов.
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 расчетного дебита 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 3 нефтедобывающих скважин в течение 2 недель 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.
Пермяки провели исследования:
- оценка коэффициентов корреляции для различных моделей расчета дебита;
- выявили оптимальные наборы моделей расчета на малодебитных и высокодебитных скважинах,
- тестировали виртуальный расходомер на осложненном фонде скважин.
Применение разработанной модели значительно повысит точность расчетных и прогнозируемых значений дебита, а также позволит идентифицировать различные осложнения в процессе добычи нефти.
Автор: А. Шевченко
