CC BY
14ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ (TECHNICAL SCIENCE) УДК 004.414.28
Белов А.Е.
магистрант 2 курса, кафедра автоматизированных систем управления,
Уфимский государственный авиационный технический университет
(Россия, г. Уфа)
МЕТОДИКА ВЫЯВЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
Аннотация: в статье описывается методика выявления и оценки эффективности технологических мероприятий, реализованная в виде двух отдельных микросервисов «Автообнаружение мероприятий» и «Оценка эффективности мероприятий», работающих с АИС «ЭРА: Мехфонд». Известно, что на каждом месторождении в день происходит достаточно большое количество технологических мероприятий, которые изначально должны были заводиться вручную, однако так происходит далеко не всегда по причине человеческого фактора. Выше обозначенные модули призваны решить эту проблему. В смежной АИС «ЭРА: Шахматка и техрежим» имеется достаточно подробная информация о параметрах работы каждой скважины за каждый день, по которой можно определять факты проведения мероприятий и отслеживать дальнейшее поведение скважины.
Ключевые слова: дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, частота, режим скважины, сессия, обнаружение, оценка эффекта.
Автоматически мероприятие формируются следующим образом: по базе данных АИС «Шахматка и техрежим» (Система запатентована ПАО «Газпром-нефть») ведется поиск изменений режима работы скважин. Начало границы временного интервала для анализа задается вручную разработчиком системы при развертке сервиса. Далее система автоматически ежедневно производит
поиск мероприятий на текущий день и дополняет график мероприятий АИС «Мехфонд»1 (Система запатентована ПАО «Газпром-нефть»).
В текущей версии реализуется автоматический поиск следующих мероприятий:
корректировка программы ПКВ, перевод из ПДФ в ПКВ, перевод из ПКВ в ПДФ.
Ведется перебор с шагом в один день во временном диапазоне (указанном разработчиком/прошедшие сутки) по параметрам «Время откачки», «Время накопления», «Режим работы (ПДФ, ПКВ)» и берется крайняя запись в анализируемом дне. Если режим[4] на скважине изменился, то есть запись предыдущего дня и текущего отличаются по выше приведенным параметрам, то считается, что на скважине произведено корректирующее мероприятие программы ПКВ и скважина добавляется в таблицу анализа. Для перечисленных мероприятий производится дополнительный анализ.
Скважина, работающая в постоянном режиме, также оценивается по условию и в формуле время откачки считается равным времени циклу ПКВ[1] (сумма откачки и накопления), а время накопления равно 0.
Данные для проверки условия берутся из ИС «Шахматка и техрежим» (Таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Данные, импортируемые из ИС «Шахматка и техрежим» 1
Параметр До мероприятия После мероприятия
Время откачки, мин Предыдущий режим Последующий режим
Время накопления, мин Предыдущий режим Последующий режим
Частота тока, Гц Последние Первые значения, но
значения, но не не позже 8 дней после
старше З0 дней до мероприятия.
мероприятия.
Анализ производится только по частотам одного вида (при наличии замеров с обоих сторон) Импортируются частоты нескольких видов, в порядке приоритета сверху вниз:
подтвержденная частота тока ЭЦН, Гц; подтвержденная частота вращения ЭЦН, Гц; режимная частота тока, Гц;
если ни одна из частот не заполнена, присваивается 1.
Далее следует ввести следующие обозначения:
Ql - дебит жидкости, мЗ/сутки;
Бы - обводненность, %;
Q0 - дебит нефти, мЗ/сутки;
рог - плотность нефти в пласте, кг/ мЗ.
Если разрабатывается несколько пластов, берется среднеарифметическая плотность нефти.
Оценка эффективности мероприятий производится по параметру расчётный дебит нефти и определяется по следующему алгоритму[3]:
до мероприятия в есть замеры Q^, , известна рог, по которым рассчитывается Q0 по формуле (1.2)
Qo= Ql х(1-^)хр0г (1-2)
считаем, что скважина работала бы с таким дебитом по нефти на протяжении следующих 30 дней (дата отсчета - день мероприятия);
после мероприятия есть замеры и по которым производится расчёт дебита по нефти на даты замеров согласно формуле выше;
дни с отсутствующими замерами после мероприятия заполняются в соответствии с следующими правилами, для каждого из параметров:
если был пройден первый замер[2] после мероприятия, а далее замера нет, последний найденный замер протягивается до дня обнаружения следующего замера (протяжка параметров вперед);
если не был пройден первый замер до мероприятия, а далее таковой был обнаружен, заполняем этим замером все дни от начала контроля мероприятия до дня обнаружения первого замера (протяжка параметров назад).
окончательный итог по мероприятию производится только для сессии где есть конец периода контроля (правила окончания контроля будут описаны далее). Расчет суммарного эффекта производится по формуле (1.3)
^дата окончания контроля.^ % /1
^факт мероприятия текущий - "о до мероприятия^
Для фиксации параметров до мероприятия забираются данные ближайшего к дате мероприятия дня, в котором зафиксированы есть и (но не более двух недель назад до мероприятия). Для оценки [5] режима после мероприятия забираются все имеющиеся данные ИС «Шахматка и техрежим».
Если скважина работает в режиме ПКВ и тип замерной установки «Массомер», то допускается использование замеров с с телеметрии, иначе берется только подтвержденный . всегда расчетный, по формуле (1.2).
Если скважина работает в режиме ПДФ, допускается использование замеров с телеметрии замерной установки любого типа. должна быть всегда только подтвержденная.
Критерии остановки контрольных сессий:
остановка скважины
снижение Q¿ до уровня, меньше базового (до проведения мероприятия) обнаружение нового, проведенного мероприятия, влияющего на дебит скважины
истечение срока контроля (продолжительность сессии достигла З0 дней) отсутствие текущих данных более 8 дней, либо отсутствие данных до мероприятия.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Carpenter C. How Digital Transformation Improves Perceptions of Oil and Gas Industry //Journal of Petroleum Technology. - 2020. - Т. 72. - №. 12. - С. 33-33. Pribyl B., Horton G. Technology Focus: Reserves Management (December 2021) //Journal of Petroleum Technology. - 2021. - Т. 73. - №. 12. - С. 32-32. Воронова Е. В., Петрова Л. В. Гидродинамическое моделирование как средство для оценки эффективности предлагаемых методов увеличения нефтеотдачи //The Scientific Heritage. - 2020. - №. 54-2 (54). - С. 23.
Чернокнижный Д. В., Савенок О. В. Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении //Научный журнал НЛУКЛ. ТЕХНИКЛ. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). - 2018. - №. 1. - С. 124.
Шайдаков В. В., Люпова Л. Р., Костилевский В. Л. О моделировании работы УЭЦН в скважине //Современные проблемы нефтегазового оборудования. -2019. - С. 38-46.
Belov A.E.
2nd year Master's student, Department of Automated Control Systems, Ufa State Aviation Technical University (Ufa, Russia)
METHODS OF IDENTIFICATION & EVALUATION EFFICIENCY OF TECHNOLOGICAL MEASURES ON OIL PRODUCING WELLS
Abstract: the article describes a methodology for identifying and evaluating the effectiveness of technological measures implemented in the form of two separate microservices "Auto-detection of events" and "Evaluation of the effectiveness of events" working with AIS "ERA: Mechfond". It is known that a fairly large number of technological activities take place at each field per day, which were originally supposed to be started manually, but this does not always happen due to the human factor. The above modules are designed to solve this problem. In the adjacent AIS "ERA: Chess and technical mode" there is enough detailed information about the parameters of the operation of each well for each day, according to which it is possible to determine the facts of the events and monitor the further behavior of the well.
Keywords: fluid flow rate, oil flow rate, water content, frequency, well mode, session, detection, effect assessment.
