• Современные Инфосистемы

Проблема достоверного измерения обводнённости


В данный момент наиболее технологичным и современным решением является одними из важнейших показателей для оценки состояния нефтяного месторождения, выбора режима его разработки, оценки выработки запасов. Эти показатели определяют экономическую эффективность эксплуатации отдельной скважины, и на их основе подсчитывается объём добываемой нефти. С другой стороны, величина этих показателей меняется по мере эксплуатации месторождения, по мере бурения новых скважин, по мере проведения новых мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.


Помимо сугубо коммерческих причин оценки добываемой продукции существуют и принципы государственного регулирования данного вопроса. Утверждённые постановлением Правительства Российской Федерации № 451 от 16 мая 2014 г. Правила учёта нефти обязывают нефтедобывающую компанию обеспечить оперативный учёт добытой нефти по каждой скважине на основании измеренного её дебита по жидкости, отработанного времени и обводнённости продукции с применением сертифицированного оборудования.


Задача измерения дебита по жидкости решается относительно успешно применением групповых замерных установок (АГЗУ). А вот с измерением обводнённости продукции всё гораздо сложнее. Дело в том, что применяемый обычно периодический режим измерений сепарационным методом в АГЗУ не позволяет выполнять непрерывные измерения обводнённости, а интервал между замерами исчисляется часами. Используемые в АГЗУ влагомеры работают в условиях наличия остаточного свободного газа в жидкостной линии сепаратора при сливе ‑ это значительно снижает точность измерения. Нередко же влагомеры вообще неисправны или отсутствуют вовсе.


Поэтому, несмотря на стремительное развитие технологий, на нефтегазовом рынке до сих пор остро стоит проблема достоверного измерения обводнённости добываемой скважинной продукции.


Для человека, вовлечённого в процессы нефтедобычи, проблема очевидна. Для решения данного вопроса необходимо рассмотреть существующие на сегодня методы определения обводнённости.


Самый популярный в РФ, да и, пожалуй, в мире способ – это способ ручного отбора проб непосредственно на скважине. Несмотря то что многие нефтяные компании используют данные с ручных пробоотборников для расчёта добычи, данный способ является самым неточным по ряду причин. Во-первых, отбор проб очень инертный. В ежесекундно меняющемся газожидкостном потоке отбор проб раз в неделю не даёт представления о действительной обводнённости эмульсии. Во-вторых, сама проба зависит от расположения врезки в трубу. Проба, отобранная с врезки на «15 минут», никогда не совпадёт с пробой с врезки на «30 минут». Также, на состав пробы влияет глубина врезки пробоотборника в трубу. Особенно данный эффект имеет значение на ламинарных потоках, где нефть и вода расслаиваются уже по ходу движения по трубопроводу. В-третьих, для состава пробы имеет значение диапазон открытия клапана пробоотборника. Поэтому даже имея отличные методики по исследованию отобранных проб в лабораториях, нельзя получить достоверные сведения именно из-за низкой релевантности самих этих проб. Частично данную проблему помогает решить установка полнообъёмных пробоотборников типа «Поток-2» или аналогичных, но и эти решения не являются идеальными с точки зрения метрологии.


Чуть лучше дела обстоят с установкой на скважины автоматических пробоотборников, которые работают по принципу схожему с ручным отбором проб - пробы автоматически отбирается несколько раз в сутки, и накапливаются в специальном резервуаре для последующего лабораторного исследования. Как видно из анализа проблемных мест при ручном методе отбора проб, часть проблем такая система решает, но большая часть их остаётся не решённой.


Самым совершенным на сегодняшний день является непрерывное измерение влажности нефти с использованием влагомеров. Но этот метод осложняется необходимостью предварительной сепарации жидкой и газовой фазы, т. к. существующие типы влагомеров не способны работать в присутствии свободного газа. Но даже наличие сепаратора не гарантирует хорошие измерения, т. к. нередко даже после сепарации в составе жидкой фазы присутствует свободный газ, который препятствует получению достоверных измерений.

Так как же решить это простую, но в то же время сложнейшую проблему?


Самым совершенным решением на сегодняшний день является использование мультифазных влагомеров, которые не требуют предварительной сепарации фаз и производят измерения потока в присутствии свободного и растворённого газа непрерывно. В настоящий момент в мире существуют только два действительно рабочих решения.


Первое – это мультифазная версия довольно известного и используемого во многих странах мира влагомера американской компании Weatherford, Red Eye MP (multiphase).


Второй семейство мультифазных влагомеров ‑ ВМП7xx (WMF7xx англ.) от российской компании «Квалитет», которое стремительно набирает популярность в странах Ближнего Востока.


Данные системы принципиально отличаются друг от друга и имеют свои достоинства и недостатки. Недостаток влагомера Red Eye состоит в том, что для измерений используется инфракрасные датчики, которые могут «просветить» лишь очень узкий участок трубы. На практике это значит, что для данного влагомера необходимо подготовить поток путём установки перед ними специального миксера, который хорошо перемешает эмульсию.


Значительным достоинством данной системы является её нечувствительность к изменению солёности пластовой воды.


Мультифазные влагомеры «Квалитет» используют технологию электроимпедансной спектроскопии. Сканирование эмульсии происходит в полном сечении трубы, поэтому для достоверных измерений нет необходимости в специальной подготовке потока, но недостатком является чувствительность к измерению солёности пластовой воды для высокообводнённых эмульсий типа нефти в воде.


С точки зрения технологии именно влагомеры «Квалитет» стоят на острие технологий на сегодняшний момент. Например, данная система, по сути, является фракциомером, так как, помимо измерения обводнённости, следит так же за изменением газовой составляющей. Таким образом, самыми надёжными способами измерения обводнённости газожидкостной скважинной жидкости в настоящее время являются мультифазные влагомеры, которое ведут непрерывные измерения, сразу же анализируют полученные данные и отправляют данные в централизованную систему автоматизации нефтяной компании.






Авторы: Вадим Гарнаев, Рамир Акбашев


Просмотров: 0

© 2020, СIS (Современные Информационные Системы).     info@sovinfosystems.ru     Журнал предназначен для лиц старше 16 лет.