УДК 622.276.5
ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
А.И. Фролов
В статье приведены результаты обзорно аналитических исследований эффективности различных способов и технических средств измерения трехкомпонентных (нефть-газ-вода) дебитов продукции добывающих скважин нефтяных месторождений. Проведен анализ целесообразности возможных способов модернизации существующих на практике средств измерения и указаны наиболее перспективные методы измерения покомпонентных дебитов продукции скважин.
Контроль разработки нефтяных месторождений и оперативное управление процессом многофазной фильтрации в нефтеносных пластах требует достаточно точных измерений дебитов продукции скважин по каждой компоненте отдельно, т.е. по нефти, воде и газу. Обычно поток газожидкостной смеси, поступающий из скважин в промысловые нефтегазосборные сети трубопроводов, имеет пробковую структуру. Причем жидкостная фаза продукции скважин состоит из воды и нефти в различных соотношениях в виде неустойчивых эмульсий двух типов н/в (нефть в воде) и в/н (вода в нефти), вязкость которых при инверсии эмульсий может изменяться на один порядок и более [1, 2]. Достаточно полный аналитический обзор отечественного и зарубежного оборудования для решения проблемы измерения объема или массы газожидкостной смеси, извлекаемой из скважин на текущий момент времени, содержится в работах [2—5]. Измерение объема или массы газожидкостной смеси производится в основном следующими двумя способами.
ИЗМЕРЕНИЕ С РАЗДЕЛЕНИЕМ ФАЗ
Первый способ предусматривает предварительное выделение газа из газожидкостной смеси и реализуется, в частности, на автоматизированных групповых замерных установках (АГЗУ) типа "Спутник — (А, Б, В, AM, ГМИ)" [2, 6]. Установка типа "Спутник АМ-40" (рис. 1) функционируют следующим образом. Скважины через переключатель скважин многоходовый ПСМ 1 последовательно и циклически подключаются к буллиту сепаратора на некоторый период времени. Продукция измеряемой скважины заполняет буллит до заданного верхнего уровня (150 л) при котором газовый клапан 2 под действием регулятора газового клапана 3 с поплавком 4 начинает закрывать газовую линию. При дополнительном увеличении верхнего заданного уровня до некоторой отметки (165 л) клапан закрывается полностью. Дальнейшее наполнение происходит при нарастающем значении давления р\ и когда оно превысит значение выходного давления pj на 0,05...0,12 МПа, дифференциальный манометр регулятора расхода 6 через исполнительный механизм открывает выход водо-нефтяной смеси через турбинный счетчик ТОР 1-50 5. В конце процесса опорожнения буллита сепаратора газовый клапан 3 открывается, а регулятор расхода 6 закрывает исполнительный механизм после турбинного счетчика 5. Процесс заполнения и опорожнения буллита повторяется циклически в течение периода измере-
ния. После АГЗУ нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору до установки подготовки нефти под собственным давлением.
Среди других вариантов реализации первого способа следует отметить использование "Спутник ГМИ 40", многофазного расходомера AGAR MPFM фирмы Agar Corporation и расходомера многофазных систем на базе "Тахион-5М-3" [2], отличающиеся от АГЗУ типа "Спутник ГМИ 40" либо конструктивным исполнением сепараторов газа, либо наличием и/или типами датчиков во-досодержания (влагомеров) и расхода выделенного газа.
ИЗМЕРЕНИЕ БЕЗ РАЗДЕЛЕНИЯ ФАЗ
Второй способ обычно реализуется либо с предварительной подготовкой газожидкостной смеси путем диспергирования газожидкостной смеси для устранения случайных флюктуаций в структуре измеряемого потока, характерных для пробкового режима течения. Например, с использованием измерительных установок
Рис. 1. Функциональная схема АГЗУ:
1 — ПСМ; 2 — газовый клапан; 3 — регулятор газового клапана; 4 — поплавок; 5 — счетчик ТОР1-50; 6 — запорный вентиль
Рис. 2. Принципиальная схема соединений:
/, //, III, IV — соответственно гидравлическая, дренажная, газовая и электрическая линии; 1 — задвижка DN 100; 2 — измерительный блок СКЖ; 3 — задвижка DN 25; 4— преобразователь давления; 5— манометр; 6— запорный вентиль; 7— обратный
(рис. 2), где I, II, III и IV— соответственно гидравлическая, дренажная, газовая и электрические линии; 1, 3 и 8 — задвижки; 2 — измерительный блок СКЖ; 4 и 5 — преобразователь давления и манометр, 6 — запорный вентиль; 7 и 9 — обратный и предохранительный клапаны. Процесс измерения в блоке 2 производится непрерывно и определяется массовый отбор трехкомпо-нентной смеси из каждой подключенной скважины отдельно. На схеме рис. 2 к АГЗУ типа "Дельта" показано подключение восьми скважин, поскольку каждый измерительный блок СКЖ состоит из двух камер измерения. Блок СКЖ (рис. 3) работает следующим образом. Нефтегазоводяная смесь подается в коллектор 2, затем через сопло 3 и направляющую воронку 4 попадает в измерительную камеру 5, состоящую из двух частей. Заполнение одной части камеры до величины (в единицах массы), превышающей условие равновесия грузов, приводит к опрокидыванию камеры. Затем этот процесс повторяется на другой части камеры. Преобразование каждого опорожнения измерительной камеры в электрический импульс осуществляется с помощью магнита, закрепленного на камере, и воздействующего на герметичный контакт, установленной в кармане датчика 6.
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
Все указанные измерительные системы достаточно сложны, тяжелы и громоздки, требуют высокой квалификации при обслуживании (особенно блоков обработки информации) и в результате имеют высокую стоимость. Причем даже самые лучшие образцы реально существующих измерительных систем не обеспечивают всю полноту требований, предъявляемых к точности объемного или массового измерения продукции скважин по каждой компоненте отдельно. В частности,
клапан; 8— задвижка DN50; 9— предохранительный клапан
"Еиготайк", "8сго11Р1о\¥" и "Ргато" [5], в которых в качестве измерителя скорости и плотности гомогенного потока служат сужающиеся устройства типа трубы Вен-тури и радиоизотопные плотномеры.
Однако наиболее предпочтительным является реализация второго способа без предварительной гомогенизации структуры потока газожидкостной смеси, в частности, с использованием АГЗУ типа "Дельта" [5]
Рис. 3. Функциональная схема СКЖ:
1 — корпус; 2 — коллектор; 3 — сопло; 4 — воронка; 5 — измерительные камеры; 6— датчик импульсов; 7— ось; 8— ограничители
АГЗУ типа "Спутник" даже после существенной их модернизации гарантируют лишь 10%-ную точность для малодебитных скважин [4].
В результате исследований, проведенных в ОАО "Татнефть"1, было установлено, что основными причинами неудовлетворительности такого способа измерения дебитов трехкомпонентной жидкости (нефть-газ-вода) скважин являются следующие обстоятельства. Процесс измерения для каждой скважины (или группы скважин), подключенной(ых) к одному "усу" (каналу), производится в течение заданного по программе замера промежутка времени. После истечения периода измерения и осреднения циклических измерений производится пересчет (приведение) полученного значения дебита продукции к суточному по формуле: £>сут = = 1440 • А • ЛУГИЗМ, где £>сут — расход (дебит) трехкомпонентной продукции из скважин (т/сут), А — вес одного импульса; N — число импульсов, выданных прибором (циклов измерения), Тнзм — время измерения в минутах. Из этой формулы следует, что точность или достоверность измерения прямо пропорциональна времени измерения Гизм, т. е. чем больше время измерения, тем точнее замер. Согласно [4, 5] наиболее достоверная оценка дебита 8... 10 малодебитных скважин может быть достигнута при непрерывном измерении каждого из них не менее 10—12 ч. При таких условиях измерения на АГЗУ "Спутник" большая часть скважин длительное время остается бесконтрольным. При этом полученное значение £>сут является не интегральным, а приведенным к суткам, поскольку в обычной ситуации оперативная информация о фактическом времени работы или простоев каждой скважины в диспетчерские пункты не поступает. Условно считается, что скважина должна проработать сутки, что на самом деле не всегда является верным. Для уменьшения времени реакции на простой скважины длительность измерения выбирают таким образом, чтобы цикл замера всех усов происходил в течение суток или близко к суткам. Следовательно, если на АГЗУ замеряется много усов, то естественно такой подход приводит к сокращению времени замера Тнзм и, в конечном счете, к недостоверности замера. Кроме того, в целях экономии затрат или в силу других объективных причин (сокращение системы сбора) на АГЗУ существует множество усов, к которым подключены не одна скважина, а группа скважин, обычно две или более. В этом случае результаты замера дебитов жидкости по таким усам являются суммарными, а необходимые вычисления значений дебитов каждой скважины по косвенным измерениям производятся силами цеха научно-исследовательских и производственных работ (по утвержденному регламенту). Именно это значение принимается за среднесуточный дебит и используется в дальнейшем при любых видах расчетов. Такой подход еще больше ухудшает достоверность исходных значений дебитов добывающих скважин, т. к. даже при условии постоянной работы рассматриваемой скважины в течение месяца на ее дебит воздействуют пуски-остановы как нагнетательных, так и соседних добывающих скважин.
1 Лункин Б. В., Самойлов В.В., Фролов А.И. и др. Оценка значений дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин нефтяных месторождений / В сб. науч. трудов: Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади (Ро-машкинского месторождения). Вып. 3. Уфа: УГНТУ, 2000.
Таким образом, значительную погрешность вносит нерегулярность измерения компонент трехфазной продукции (нефть-газ-вода). Ясно, что наибольшая недостоверность исходной информации достигается при нерегулярных групповых замерах нефте- и газосодержания. Следовательно, для решения задачи контроля норм отбора жидкости приведенными способами и средствами, в первую очередь, необходимо обеспечить надежность учета простоев действующего фонда скваж
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.