разработка способа измерения раздельного дебита нефти при многопластовой добычи
ВВЕДЕНИЕ
Согласно статистике, Российская Федерация относится к числу
тех стран, где содержится наибольший процент труднодоступных запасов нефти.
Так, по состоянию на 2021 год, число запасов нефти, которые относятся к
категории труднодоступных, выросло до 75%. К тому же, большая часть нефти
находится в пластах, имеющих низкие фильтрационно-емкостные свойства.
В связи с чем, возникает потребность в текущих условиях наращивать
темпы добычи нефти в Российской Федерации, не только на действующих
месторождениях, но и организовать поиск новых. Наиболее эффективным решением,
которое позволит достигнуть поставленную задачу, является мобилизация и
ускорение темпов развития многопластовых месторождений [3].
Использование в практике многопластового вида месторождения
является эффективной возможностью нефтедобычи. Для того, чтобы провести
разработку многопластового нефтяного месторождения, требуется выделить
разбуренные скважины, в котором присутствуют пласты нефти. Содержание нефти в
этих пластах должно быть достаточное.
На сегодняшний день чаще всего, в пластах нефти содержится
часто не одинаковый показатель нефти. Это является одной из основных проблем.
Поскольку, с одной стороны – неоднородность в пластах приводит к тому, что
значительно уменьшается показатель нефтеотдачи объекта. А с другой стороны –
наблюдается сильное ухудшение условий выработки коллекторов, что относят имеют
малопродуктивную характеристику. Все это ведет к тому, что значительно
снижаются технико-экономические показатели в области разработки крупных объектов
нефтяных местонахождений.
В процессе разработки месторождений работа добывающих
скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью
подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением
газовых факторов по отдельным скважинам [4].
Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по
отдельным скважинам добывающего фонда имеет исключительно важное значение, как
для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, так и для
анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При
измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание
должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению
газового фактора по каждой скважине.
Более надежным способом можно считать измерение частотных спектров
технологических звуков, генерируемых турбулентными потоками движения нефти из
нефтяного пласта через перфорационные отверстия и по ним определять дебит.
Необходимо
отметить, что точность измерения дебита с помощью частотных спектров
недостаточна из-за пульсационных составляющих шумов
работы насоса, возникающих при всасывании нефтеводогазовой смеси из
перфорационных отверстий и микротрещин, которые накладываются на полезный
сигнал[29].
В
данной работе предлагается разработать способ, в котором с помощью
четвертьволновых резонаторов снизить амплитуду шумов насоса на частотный спектр технологических
шумов нефтяных пластов. Данный способ позволяет для измерения дебита при
многопластовой добычи нефти использовать один лифт.
Задача наращивания темпов добычи нефти на действующих
месторождениях была и остается актуальной в настоящее время. Одним из способов
решения данной задачи может быть ускоренное вовлечение в разработку
многопластовых месторождений. Под термином «многопластовые» нефтяные
месторождения понимаются такие месторождения, на которых залежи разделены на
пласты – объекты разработки, имеющие индивидуальную гидродинамическую систему,
когда каждый объект характеризуется своими контрастно отличающимися
флюидальными и фильтрационно-энергетическими свойствами, разделены между собой
непроницаемыми породами [16]. Следует отметить, что большинство нефтегазовых
месторождений Российской Федерации имеют многопластовую структуру.
Есть несколько подходов к разработке многопластовых нефтяных
залежей. Первый заключается в том, что каждый пласт разрабатывается отдельной
сеткой скважин. К преимуществам данного метода можно отнести лучшую выработку
пластов, возможность управления процессами разработки, простоту в организации
геофизических исследований на действующем фонде [11]. Однако данный подход
требует больших экономических затрат на бурение, так как количество вводимых
скважин будет расти пропорционально количеству эксплуатируемых объектов.
Второй подход предполагает эксплуатацию несколько объектов
одной сектой скважин. Зачастую на многих месторождениях бурение скважин
индивидуальной сеткой является нерентабельным, особенно это касается
низкопроницаемых или имеющих малые нефтенасыщенные толщины пластов. В этих
условиях единственным экономическиоправданным методом является возможность
разрабатывать многопластовое месторождение единой сеткой скважин, что также
позволяет «сгустить» сетку по каждому отдельному пласту.Существуют и смешанные
системы, когда добывающие скважины бурятся на каждый пласт, а нагнетательные
скважины вскрывают одновременно несколько объектов.
Однако любая одновременно-раздельная разработка нефтяного
месторождениязапрещена государственными органами Российской Федерации без
обеспечения надежногораздельного контроля динамики технологических параметров
вырабатываемых пластов и безобеспечения управления выработкой отдельных
пластов. Как минимум, должен быть обеспеченучет отборов добываемой жидкости и объемов
закачиваемый воды для каждого объекта, атакже гидродинамический мониторинг
энергетики каждого совместно разрабатываемогопласта.
Основные требования к комплексам ГДИС и ПГИ изложены в РД
153-39.0-109-01 иПостановлении Госгортехнадзора в области охраны недр №71 от
06.06.2003 г. пункт 113:«Одновременно раздельная эксплуатация нескольких
эксплуатационных объектов однойскважиной допускается при наличии сменного
внутрискважинного оборудования,обеспечивающего возможность реализации
раздельного учета добываемой продукции,промысловых исследований каждого пласта
раздельно и проведения безопасного ремонтаскважин с учетом различия давлений и
свойств пластовых флюидов» [26,13].
Одним из основных элементов контроля разработки нефтегазовых
залежей являютсягидродинамические методы (ГДИС) и промыслово-геофизические
(ПГИ) исследованияскважин. Именно эти методы и их комплексы позволяют получать
индивидуальнуюинформацию о текущих технологических параметрах, динамике
изменения фильтрационныхсвойств и параметров совершенства вскрытия объектов [6].
Обеспечить непрерывный контрольдинамики изменения фазовых
дебитов, фильтрационных и энергетических свойств пластов,текущих параметров
ближней зоны (скин-фактора) позволяют, в частности,
стационарныеинформационно-измерительные системы (СИИС). Внедрение подобных
систем наместорождениях позволяет обеспечить:
-
непрерывный контроль разработки каждого пласта в
режиме реального времени;
-
снижение затрат на проведение плановых
исследований;
-
сокращение потерь добычи нефти во время исследований;
-
соблюдать требования государственных органов РФ
по обеспечению
-
непрерывного раздельного мониторинга добычи и
выработки пластов.
Однако стандартные ГДИС в условиях одновременно-раздельной
эксплуатацииспособны определять лишь интегральные параметры многопластовой
системы, без разделенияфильтрационных и энергетических свойств по отдельным
пластам. Одним из решений даннойпроблемы является внедрение оборудования
одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), которые разделены на оборудование:
одновременно-раздельной добычи (ОРД) иодновременно-раздельной закачки (ОРЗ) [5].
Одновременно-раздельная
эксплуатация стала зарождаться достаточно давно. Профессиональное оборудование
для ОРЭ впервые в отечественной практике стало производиться с 1930 гг. Именно
в этот период разработаны первые прототипы оборудования специально для
одновременно-раздельной эксплуатации. К тому же, разработка оборудования для
ОРЭ и в целом развитие этого направления, приобрело значимость и после второй
мировой войны.
Так,
ряд отечественных исследователей в послевоенное время стали проводить опыты и
исследования в области одновременно-раздельной эксплуатации. Нефтяная
промышленность в таких регионах СССР, как – Татарстан, Башкортостан, Куйбышев и
ряд других, активно развивалась под началом советского деятеля Н. К. Бабайкова.
Он являлся одним из самых влиятельных и значимых деятелей в нефтяной сфере
Советского союза. Именно поэтому Н. К. Бабайков контролировал почти все аспекты
развития данной сферы [11].Таким образом, можно сделать вывод, что Н. К.
Бабайков внес достаточно большой вклад в развитие нефтяной сферы СССР.
Развитие
области одновременно-раздельной эксплуатации также контролировалось Н. К.
Бабайкова. Под контролем Н. К. Бабайковаоткрывается первое в истории СССР
Конструкторское бюро. Основной целью данного бюро является разработка
высокоэффективного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации и
формирования правил для его внедрения в нефтяные скважины. Расположение бюро
выбрано в Баку. Именно там разработаны одни из первых схем ОРЭ. На рисунке 1.1.
отобразим их.
Рисунок 1.1– Схемы одновременно-раздельной эксплуатации 1950-1970-х
В период с 1970 по
1972 гг., учеными и исследователями конструкторского бюро впервые разработаны
схемы одновременно-раздельной работы, предназначенной для внедрения не только в
один, а сразу в два нефтяных пласта внутри одной скважины. Таким образом, разработаны
такие схемы как:
-
первая
группа схем, это - «фонтан-насос» и «фонтан-фонтан»;
-
вторая
группа схем, это - «насос-фонтант» и «насос-насос»;
-
третья
группа схем, это – «газлифт-газлифт»;
-
четвертая
группа схем, это – «закачка-закачка», «закачка-отбор», «отбор-закачка».
Также, бюро
развивалось и по другим направлениям. Силами конструкторского бюро разработаны
системы с двумя видами колонн НКТ. Так, такие системы разработаны с
концентричной и параллельной колонной.
Рассмотрим разработку скважин в СССР в период с 1970 гг., за пять лет.
Именно этот период является одним из самых значимых в нефтяной сфере. В этот период, под контролем Н. К. Бабайкова,
было обнаружено и разработано более 2660 скважин с местонахождением нефти.
Через еще пять лет, начиная с 1975 года, обнаружено и включено скважин чуть
меньше, приблизительно 1900 скважин. Таким образом, нефтяная сфера является
одной из самых значимых в условиях СССР. При помощи имеющихся ресурсов,
возможностей, технологической подготовленности, удалось обнаружить и ввести в
эксплуатацию около 5000 скважин на тот момент. При этом, показатель не
внедренных скважин равнялся к тому моменту приблизительно 69000.
Современное развитие сферы одновременно-раздельной эксплуатации и
некоторых других важных технологий в Российской Федерации, во многом опирается
на опыт СССР. Особенно, это касается разработок бюро, сделанных в период с 1951
по 1961 гг. [9]. Таким
образом, современные разработки во многом опираются на старый опыт. При этом,
новыми исследователями и деятелями привносится что-то инновационное также.
Отдельно стоит отметить, что в период с 1951 по 1961 гг., учеными
конструкторского бюро в г. Баку впервые разработана схема, которая включает в
себя сразу несколько колонн НКТ, а также пакеры для нефтяных пластов.
Особенностью данной схемы является то, что при ее реализации, нельзя смешивать
продукцию этих элементов, а также требуется следить за тем, чтобы они были
разобщены.
Примером являются объекты, расположенные в разных частях одного
конкретного региона, а именно – Татарстана. Именно в этом регионе присутствуют
объекты, в которых сочетаются два вида горизонтов. Так, в объектах Татарстана,
присутствуют как девонские, так и угленосные горизонты. Для такого вида
объектов не рекомендуется смешивать продукты. Основной проблемой при смешении
продуктов из этих двух горизонтов в одном объекте, является то, что из низ
может получиться продукт, который будет оценен в достаточно низкую цену.
Поэтому возникла потребность разработать такую технологию, которая позволит
изымать нефть из каждого горизонта поочерёдно, при этом, избегая смешивания.
Конструкторским бюро в области ОРЭ были разработаны и некоторые другие
важные наработки.
Во-первых, ученым бюро удалось разработать специальную схему с обратным
клапаном. Данные схемы имеют достаточно большое количество преимуществ. С одной
стороны, они дают возможность беспроблемно организовать промывку. С другой
стороны, обеспечить быстрое опрессовывание пакерных устройств. Эта технология
активно используется в современной практике. В современной практике, эта
технология применяется достаточно часто, однако новые возможности, позволили ее
улучшить и модернизировать. Так, при помощи модернизации, внедрены специальные
автономные клапаны с чипом. В этот чип записана программа, которая может быть
далее реализоваться по определенному сценарию.
Бюро также потрудилось над тем, чтобы создать схемы, которые позволяют
не смешивать межу собой продукты, при отборе нефти из различных пластов в
скважинах. Таким образом, получилось добиться того, что при отборе нефти как из
верхнего, так и из нижнего пласта, нефть не смешивается. Такая же технология
активно используется и в современной практике. При этом, она значительно
усовершенствована и является ключевым компонентом в системе новых
конструкторских решений.
Конструкторское бюро проделало работу и в области создания таких
конструкций, которые обеспечат более стабильную и надежную работу. Учеными,
работающими в бюро, разработана такая конструкция, которая позволяет включить в
работу сразу несколько пластов. При этом, использование того или иного пласта
может регулироваться, либо они могут эксплуатироваться одновременно.
Конструкция также позволяет определить, какой объем нефти был откачан с каждого
пласта.
Одну из современных схем, используемых по сей день, отобразим на рисунке
1.2. Представленная на рисунке 1.2. схема, отображает вариант оборудования с
использованием инжекторов и/или
струйного насоса.
Рисунок 1.2 – Оборудование для
одновременно-раздельной эксплуатации с применением инжекторов:
На рисунке изображено: а – прямая
схема; б – обратная схема; в – инжектор с отодвинутым соплом; I и II
низконапорный и высоконапорный пласты; 1 – колонна насосно-компрессорных труб;
2 – разобщитель; 3 – замок; 4 – диффузор; 5 – камера смешения; 6 – камера для
входа подсасываемой жидкости; 7 – сопло; 8 – манжеты; 9 – кольцо
упорное; 10,17 –распорная втулка; 11 – направляющий патрубок; 12 – упорная
втулка; 13 – муфта; 14 – паркер; 15 – обсадная колонна; 16 – хвостовик; 18 –
подвижная гайка; 19 – заглушка.
Отдельно стоит отметить, что учеными и испытателями конструкторского
бюро, проводилась разработка и некоторых других схем. При этом, эти схемы не
используются на данный момент в отечественной практике. Например, к таким
схемам стоит отнести ту, в которой используется гидропоршневый насос. Причиной
того, что они не используются в отечественной практике, является их
неактуальность. Действительно, по состоянию на 2021 год, гидропоршневые насосы
– это оборудование, что утратило актуальность и они малоэффективны в современных
условиях. В работе со скважинами, на территории РФ, этот вид насосов перестал
использоваться.
При этом, в тот период, когда нефтаная промышленность активно
развивалась, данные схемы были актуальны. Они активно применялись в работе со
скважинами, поддерживались и для них разрабатывались новые схемы работы. Таким
образом, гидропоршневые насосы – это один из ключевых инструментов в период
развития нефтяной промышленности СССР.
Одновременно-раздельная эксплуатация преподалает определенные
конфигурации. Известно, что общее число основных конфигураций
одновременно-раздельной эксплуатации, является, с одной стороны, использование
параллельной колонны НКТ, а с другой стороны, использование концентричной
колонны.
На рисунке 1.3. отобразим схему ОРЭ, которая позволяет осуществлять
раздельный отбор нефти из пластов в скважинах. Автором этой технологии в
отечественной практике, является В. Н. Беленький. Впервые данная схема
использована была в найденных скважинах в одной из областей Российской
Федерации. В основном, первые скважины, где использовалась такая технология –
это территория Куйбышевского района [15].
Рисунок 1.3 – Схема
одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов с применением концентрично
расположенных колонн насосно-компрессорных труб (НКТ):
На рисунке изображено: а – трубная головка: 1 – 48-мм НКТ; 2,6,8 – фланец; 3 –
подвижная гайка; 4 – резиновое уплотнение; 7 – шпилька; 5 – упор; 9 –
уплотнительное кольцо; б – подземное оборудование: 1 – 48-мм НКТ; 3 – обсадная
колонна; 4 – башмак 48-мм НКТ с конусом; 5 – клапан; 6 – переводник с седлом; 7
– пакер; 8 – направление.
Отдельно стоит отметить,
что исторически сложилось, что главные наработки конструкторского бюро, в
период СССР, использовались по большей части на территории Башкортостана. При
этом, общее количество скважин, которые были обнаружены и включены в
разработку, составляло более 500. Конечно, для внедрения разработок бюро,
использовались и скважины других территорий.
В 1953 году на
Ромашкинском месторождении в скважину диаметром 168 мм на глубину 1725 и 1740 м
были спущены две колонны НКТ 60 мм с пакером (рисунок 1.4). В неглубокие
скважины двухколонные компоновки спускались еще до Великой Отечественной войны.
Рисунок1.4 - Схема
оборудования скважины параллельными рядами НКТ.
На рисунке изображено: 1 – 273-мм обсадная колонна;
2 – 60-мм НКТ; 3 – переводник 273?219 (мм); 4 – 200-мм обсадная колонна; 5 –
пакер; 6 - переводник 219?168 (мм); 7 - 168-мм обсадная колонна.
В
практике СССР не редки случаи использования установок, в которых использованы
специальное насосное оборудование. Такие установки предполагали откачку нефти
при помощи специально оборудованного насоса. В основе таких установок были
дифференциальные насосы. Отдельно стоит отметить, что такая разработка, имеет
популярность и на сегодняшний день. Установки с дифференциальным насосом
применяется работе со скважинами и по сей день и для того, чтобы откачивать
газ, нефть и т.д. Таким образом, данная разработка активно используется в
современной практике. На рисунке 1.5 отобразим схему такой установки.
Рисунок 5 - Отбор нефти из
двух пластов штанговыми насосами
При
этом, конструкторским бюро разработана система, в которой также предполагается
использование системы с дифференциальными насосами. Однако в этой схеме откачка
нефти происходит из двух пластов скважины (рисунок 1.6).
Рисунок 1.6 - Установка с
дифференциальным насосом для одновременно-раздельной эксплуатации.
I, II – верхний и нижний пласты, 1 – колонна
штанг, 2 – колонна НКТ, 3, 4 – цилиндр и плунжер верхнего насоса, 5 – полый
шток, 6,12 – верхний и нижний патрубки, 7 – нагнетательный клапан, 8 –
специальная верхняя муфта, 9,18 – верхний и нижний пакеры, 10 – специальная
нижняя муфта, 11 – всасывающий клапан, 13 – узел замка, 14 – труба, 15 – нижний
насос, 16 – уплотняющий конус, 17 – седло с левой резьбой, 19 – хвостовик с
фильтром.
Таким
образом, можно сделать следующие выводы. В послевоенные годы, нефтяная промышленность
развивалась достаточно активно. К тому же, направление одновременно-раздельной
эксплуатации, также не осталось в стороне. Специальное конструкторское бюро,
открытое под руководством Н. К. Бабайков, разработало достаточно большое
количество технологий и схем. Достаточно большое количество наработок
применяется и сегодня.
Одновременно-раздельная эксплуатация обладает достаточно
большим количеством преимуществ. В рамках ВКР требуется рассмотреть главные
преимущества, а также недостатки системы ОРЭ. Начнем с преимуществ.
Первое преимущество. Одним из важнейших преимуществ метода
одновременно-раздельной эксплуатации, является то, что он дает возможность
значительно сократить время на возведение новых скважин.
Второе преимущество. Технология ОРЭ позволяет значительно
сократить затраты на разработку и поддержание скважины. Таким образом, ОРЭ не
требует какого-либо сложного оборудования.
Третье преимущество. Технология ОРЭ дает возможность
значительно ускорить темы добычи нефти.
Таким образом, исходя из вышесказанного, можно сделать вывод: метод
одновременно-раздельной эксплуатации, имеет достаточно большое количество
весомых преимуществ.
Перейдем к рассмотрению недостатков данного метода.
Во-первых, такая система позволяет охватить точно точечно добычу нефти.
Во-вторых, на сегодняшний день, отсутствует продолжительный опыт эксплуатации
такого метода на крупных объектах. В-третьих, достаточно низкие показатели
надежности компоновок. В-четвертых, в случае возникновения неполадок и
технических сложностей, такие системы достаточно дорого и непросто ремонтировать.
1.3 Геолого-промысловое обоснование
применения одновременно-раздельной эксплуатации
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) пластов на
многопластовых месторождениях - один из основных методов регулирования
разработки. Создание независимых систем разработки объектов с использованием
технологии ОРЭ - это целенаправленное изменение условий разработки продуктивных
пластов в рамках принятых технологических решений. ОРЭ необходима для тех
пластов (одного объекта разработки), эксплуатация которых общим фильтром
нежелательна по геолого-промысловым параметрам.
При совместной работе высоко- и низкопроницаемых пластов
объекта целесообразно эксплуатировать его с применением ОРЭ, разделив на две
части (высоко- и низкопроницаемые пласты).
Сегодня большинство крупных месторождений находятся на 3 или
4-ой стадии разработки, а новые вводятся с трудноизвлекаемыми запасами с низким
уровнем рентабельности. Большинство нефтяных месторождений содержит больше
одного пласта. Многие из них очень сильно отличаются своими геологическими
характеристиками и при совместной эксплуатации, будут вырабатываться сильно различающимися
темпами.
Совместная нераздельная эксплуатация двух и более объектов
связана с целым рядом сложностей и проблем, в частности, с такими как
отсутствие депрессии на каждый пласт в отдельности, возникновение перетоков из
одного пласта в другой вследствие различных пластовых давлений, что ведет к
потере дебита скважины на 20%, а то и 40%, отсутствие раздельного учета
добываемой продукции (т.н. лицензионные риски), невозможность эксплуатации
из-за несовместимых PVT-свойств пластовых флюидов [21].
Для того, чтобы ввести в разработку объекты, которые
находятся в сложном геолоическом строении, необходимо использовать
высокоэффективные методы. Наиболее эфективным методом, является именно введение
одновременно-раздельной разработки [18].
Отдельно стоит отметить, что для работы в условиях
территории Западной Сибири, необходимо внедрить инструмент ОРЭ, с применением
конструкции, предполагающей использование одного насоса. При этом, конструкция
должна обладают разобщающие пакеры и запорные устройства.
2Обзор
применяемых в РФ систем и компоновок одновременно-раздельной добычи
Одновременно-раздельная
добыча (ОРД) — совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной
скважиной. Скважина оснащается специальным оборудованием для контроля и управления
притоком из каждого пласта.
На практике
выделяют два основных вида компоновок: однолифтовые и двухлифтовые,то есть
состоящие из одной или нескольких колонн насосно-компрессорных труб (НКТ).
Такжесуществуют системы с одним или двумя способами механизированной добычи с
электро-центробежными насосами (ЭЦН) и штанговыми насосами (ШГН). В свою
очередь существуетдва основных типа конфигураций системы ОРЭ с несколькими
колоннами: концентрические ипараллельные[25].
В настоящее время в
России данные технологии предлагает множество отечественных изарубежных
сервисных компаний «Лифт-Ойл», «НПФ Геофизика», «Новые НефтяныеТехнологии»,
«Новомет», «НПФ Пакер», ООО НПФ «Геоник», «Weatherford»,
«Halliburton»,«Schlumberger» и др. Существует множество патентов на разработку
подземного оборудованиядля ОРЭ.
На сегодняшний
момент известны следующие основные схемы одновременно-раздельной эксплуатации:
«фонтан-фонтан», «фонтан-насос», «насос-насос», «газлифт-газлифт»,
«нагнетание-нагнетание», «нагнетание-отбор»[24].
Несмотря на большое
разнообразие технологических решений, перед инженерамиразработчиком всегда
будет стоять вопрос об определении индивидуальных параметровпластов. К
сожалению не все компоновки позволяют проводить необходимые по регламенту
РД153-39.0-109-01 исследования, характеризующие параметры притока и выработки
из пластовиндивидуально[31].
Также следует отметить, что информативность исследований напрямуюзависит от
схемы заканчивания скважины (тип компоновки ОРЭ).
Рассмотрим основные виды заканчивания скважин с компоновками ОРД.
Схема данной
системы мониторинга представлена на рисунке 1.1. В данном вариантекомпоновка
ОРД имеет достаточно упрощенный характер. Добыча идет совместно изо
всехперфорированных пластов. Данная схема является самой простой и надежной
стехнологической точки зрения. Интервальная оценка дебитов возможна по
результатам ПГИ[1].
Вданном случае
депрессия создается одинаковая на оба пласта (депрессия на нижний пласт
будетопределяться плотностью флюида в стволе скважины и расстоянием между
эксплуатируемымиобъектами). Подобная технология оправдана в тех случаях, когда
пласты находятся надостаточно близком расстоянии, имеют схожие
геолого-геофизические характеристики иблизкие начальные пластовые давления.
Получение
индивидуальных фильтрационныхпараметров пластов затруднено за счет наличия
взаимовлияния пластов[23]. По
результатам ГДИСопределяются только интегральные свойства многопластовой
системы. Дифференцироватьприток из каждого пласта возможно по результатам ПГИ.
Так как в скважине отсутствуетдополнительное подземное оборудование, возможны
различные варианты проведенияисследования. На данный момент существуют
технологии позволяющие проводить ПГИ нетолько в межремонтный период, но и в
процессе работы ЭЦН[17].
Вся получаемая
информацияпередается на поверхность в режиме реального времени. Следует
отметить, что наиболееинформативным методом ПГИ является спуск в скважину
байпасной системы (Y-tool).
За счет своей
низкой стоимости данный способ ОРЭ является пока наиболеераспространенным на
месторождениях Западной Сибири. Поэтому задача получения индивидуальных
параметров пластов при совместной эксплуатациикрайне актуальна.
Рисунок2.1–Схемасистемымониторингаспособоммеханизированнойдобычибезразделения.
Схема представлена на рисунке2.2. Данная компоновка ОРЭ
подразумевает наличие изолирующих пакеров и мандрелей, через которые идет
приток в ствол скважины. В режиме, когда мандрели открыты и приток идет со всех
объектов, гидродинамические исследования так же, как и в первом случае,
позволяют нам определять только интегральные параметры многопластовой системы,
так как остается гидродинамическая связь по стволу скважины [3].
Таким образом, зная интегральные свойства всех объектов и
дополнительно изучив свойства одного из них, по известным методикам - можно
точно рассчитать свойства второго. В идеале, расчетно-аналитическая методика в
этом случае позволяет определить индивидуальные параметры пластов еще на этапе
работы скважины [9].
К сожалению, в данном типе компоновки ОРД информацию с
манометров обычно можно получить только в межремонтный период, расшифровав
записи автономных датчиков, что существенно ограничивает ее использование в
мониторинге объектов разработки. Как вариант, должна использоваться система с
проводной или беспроводной телеметрией, обеспечивающей «on-line» передачу на
поверхность данных со всех датчиков, установленных в мандрелях.
Данная система не получила пока широкого применения на
скважинах с ЭЦН из-за ряда технологических рисков и относительно высокой
стоимости (для варианта с отключением мандрелей по гидравлическому или
электрическому приводу) [18].
Клапана и/или их привод могут быстро выходить из строя, на
мандрелях могут начать откладываться парафины, сокращая диаметр проходного
сечения, либо же наоборот абразивный песок будет увеличивать со временем
проходное сечение мандрелей. Кроме того, возможна негерметичность самой
пакерной системы, что сводит на нет все преимущества данной системы
мониторинга.
Рисунок2.2 –СхемакомпоновкиподземногооборудованияОРДсразделением.
Схема данной системы представлена на рисунке2.3. Основное
отличие от предыдущей системызаключается в том, что в компоновку подземного
оборудования входит дополнительный насос на нижний пласт. Преимуществом данной
системы является возможностьцеленаправленно увеличивать депрессию на нижний
пласт, что может быть актуальным вслучае большой дифференциации изначальных
фильтрационных и энергетических свойствпластов [12]. Система будет эффективной
в случае, если нижний пласт обладает высокойпродуктивностью или пласты сильно
разнесены по глубине, когда депрессии создаваемойверхним ЭЦН окажется
недостаточной для обеспечения целевой расчетной депрессии нанижний пласт [15].
Подобные условия встречаются редко, к тому же вероятность
отказаоборудования здесь возрастает, а выход из строя одного ЭЦН влечет за
собой ремонт всейкомпоновки ОРД.
Также в НКТ происходит смешивание продукции из каждого
пласта, чтозатрудняет их дифференцированный мониторинг. Совокупность всех
факторов приводит ктому, что данные системы остаются единичными и редко
внедряются на месторождениях.Проведение и информативность ГДИС и ПГИ аналогичны
рассмотренной выше системе.
Рисунок2.3–СхемакомпоновкиподземногооборудованияОРДсразделениемпластовпакерамиисдвумяэлементамимеханизированнойдобычи
Схема данной системы представлена на рисунке 2.4. Схема
компоновок может быть различная: «ЭЦН-ЭЦН», «ШГН-ШГН» и «ШГН-ЭЦН». Отличительной
особенностью данного типа оборудования является то, что продукция из каждого
пласта поднимается на поверхность по разным колоннам лифтовых труб НКТ.
В этом случае не происходит смешивания продукции в стволе
скважины, обеспечивается точный учет добычи с каждого объекта, раздельный
мониторинг состава продукции (обводнение, газовый фактор и др.). Но данные тип
конструкции имеет также ряд минусов, таких как: высокая стоимость оборудования,
сложность конструкции, ограничение по диаметру эксплуатационной колонны (не
менее 168 мм).
Концентрические компоновки для одновременно-раздельной
добычи по своему назначению схожи с предыдущей схемой. Основные отличия
заключаются непосредственно в самой конструкции. Так как предполагается наличие
внешней и внутренней колонны НКТ, диаметр эксплуатационной колонны должен быть
не меньше 178 мм. В этом случае велик риск отказа оборудования, высока
стоимость ремонта скважин и пр.
Рисунок2.4 – СхемадвухлифтовойкомпоновкидляОРД
c параллельнымрасположениемдвухНКТ
При совместной эксплуатации
продуктивных пластов для эффективной выработки запасов из разнопроницаемых
пластов нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРЗ на нагнетательных
скважинах.
Технология ОРЗ позволяет
значительно расширить возможности гидродинамических методов воздействия на
группу пластов одной сеткой скважин, которые включают в себя сочетание
нескольких видов воздействия, а именно: оптимизация репрессии, нестационарное
заводнение пластов.
ОРЗ
предусматривает закачку воды в разобщенные пласты по отдельным каналам под
разными давлениями или за счёт штуцирования на устье скважины.
В
настоящее время на месторождениях широко внедряются две схемы
одновременно-раздельной закачки с разделением пластов – двухлифтовая система
концентрической конструкции и однолифтные системы (рис. 2.5).
Рисунок 2.5 – Однолифтовая
(слева) и концентрическая (справа) системы одновременно-раздельной закачки
Использование компоновок для ОРЗ
позволяет увеличивать компенсацию добычи закачкой по пластам, вести замер и
регулирование объемов закачки в каждый пласт посредством смены штуцеров в
скважинных камерах или регулированием подачи (в зависимости от схемы ОРЗ).
Внедрение ведется в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНКНижневартовск», ОАО
«Варьеганнефтегаз», ООО «ТНК-Уват» и ОАО «Оренбургнефть».
Скважины для внедрения данной технологии должны отвечать следующим
условиям:
-
эксплуатационная
колонна диаметром от 146 мм и более;
-
наличие
реагирующих скважин;
-
отличное
состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием;
-
разная
проницаемость вскрытых пластов;
-
разный
коэффициент вытеснения.
Разработка способа относится к нефтяной
промышленности, в частности к области контроля дебита отдельных пластов
скважины при многопластовой добыче.
Известны способы контроля добычи нефти с
раздельных пластов, например, в скважину спускают контрольно-измерительные
приборы: расходомеры, манометры, термометры, но реализуют при этом
электрический канал связи. Недостаток данного способа заключается в том, что в
скважину спускают трубы, пакеры, скважинные камеры, регулирующие штуцирующие
устройства, контрольно-измерительные приборы, электропроводные кабели,
разъединители, телескопические соединения и другое оборудование. Скважинная
установка обладает низкой надежностью и эффективностью контроля[18].
Более надежным способом можно считать
измерение частотных спектров технологических звуков, генерируемых турбулентными
потоками движения нефти из нефтяного пласта через перфорационные отверстия и по
ним определять дебит [2]. Необходимо отметить, что точность измерения дебита с помощью
частотных спектров недостаточна из-за пульсационных
составляющих шумов работы насоса, возникающих при всасывании нефтеводогазовой
смеси из перфорационных отверстий и микротрещин, которые накладываются на
полезный сигнал.
Основные трудности практического использования
ультразвуковых расходомеров связаны с тремя осложняющими причинами:
-
скорость распространения звука зависит от
физико-химических свойств измеряемой среды (ее температуры, давления,
концентрации и т.п.);
-
скорость распространения звука несоизмерима
больше скорости движения этой среды;
-
показания ультразвуковых расходомеров зависят от
числа Рейнольдса, так как они измеряют не действительную скорость потока, а
среднюю скорость по линии ультразвука.
Первая из отмеченных причин приводит к необходимости
применения вультразвуковых расходомерах специальных методов и средств
компенсации влияний свойств среды, вторая - к необходимости использования
дифференциальных схем измерений (для выделения «слабого» полезного сигнала) [1].
Третья причина приводит к необходимости повышения
чувствительности приборов.
Несмотря на это, ультразвуковые расходомеры все более широко
применяют в нефтехимической, пищевой и других отраслях промышленности, при
гидравлических исследованиях и испытаниях гидромашин.Достоинствами их являются:
-
возможность бесконтактного измерения любых сред,
в том числе и неэлектропроводных;
-
достаточно высокая точность приборов при их
индивидуальной градуировке и использовании специальных средств автокомпенсации
наиболее существенных помех (известны ультразвуковые расходомеры, основная
погрешность которых не превышает 0,3% верхнего предела измерений);
-
высокая надежность чувствительных элементов
(излучателей и приемников ультразвуковых колебаний), представляющих собой
круглые пластинки кварца или титаната бария, устанавливаемые снаружи
трубопровода или защищенные от непосредственного контакта с измеряемой средой
металлическим (пластмассовым) звукопроводом;
-
высокое быстродействие, позволяющее измерять
пульсирующие расходы с частотой пульсаций до 10000Гц;
-
отсутствие механических элементов увеличивает
надежность в целом всей системы и ее межремонтный период.
Наиболее близким способом к предлагаемому
изобретению можно отнести частотные спектры технологических звуков,
генерируемых турбулентными потоками движения нефти из нефтяного пласта через
перфорационные отверстия.
Недостатком является то, что в процессе
всасывания насосом нефтеводогазовой смеси из перфорационных отверстий и
микротрещин не осуществляется изменение – подавление спектра турбулентного
потока, в котором присутствуют пульсационные составляющие[30].
Задачей данного способа является повышение
оптимизации добычи и работы скважины путем обеспечения раздельного учета добываемой
продукции через один лифт при эксплуатации двух и более нефтяных пластов.
Сравнение заявленного решения с другими
техническими решениями, показывает, что снижение - уменьшения амплитуд гармоник
в заданной полосе частот, за счет акустических преобразователей шума
четвертьволновыми резонаторамиизвестно .
Однако неизвестно, что можно уменьшать по
амплитуде гармоники частот в частотном спектре звука, генерируемого
электроцентробежным насосом, и передавать в полосе частот с уменьшенными по
амплитуде гармониками информацию постоянно и одновременно с нескольких пластов
без спуска в скважину дебитомеров.
Основные положения физической сущности
способа контроля дебита нефтеводогазовой смеси отдельных нефтяных пластов скважины
при многопластовой добыче:
-
наличие частотных спектров, генерируемых
отдельными нефтяными пластами, несущих информацию о дебите нефтеводогазовой
смеси
-
четвертьволновые резонаторы, размещенные над
электроцентробежным насосом, позволяют уменьшать амплитуды гармоник частот звуковых
волн, генерируемых электроцентробежным насосом в скважину.
-
наличие помехозащищенного канала связи для
передачи глубинной информации, т.е. передача частотных спектров, генерируемых
отдельными нефтяными пластами,
осуществляется в уменьшенной по амплитуде полосе частот, генерируемого
электроцентробежным насосом.
Первый этап. Промысловые испытания – измерения на добывающей скважине
амплитудно-частотных спектров, генерируемых отдельными нефтяными пластами.
1. Измерение амплитудно-частотных спектров
звуковых волн, производится регистрирующей аппаратурой.
2. Промысловые измерения на добывающей
скважине дебитов измерительной аппаратурой – спускаемые в скважину дебитомеров.
3.Составляется программа для электронного
блока.
Второй этап. Стендовые испытания, которые включают следующие измерения.
1.Измерение амплитудно-частотного спектра
звуковых волн, генерируемого корпусом.
2. Измерение амплитудно-частотного спектра
звуковых волн, генерируемого (переменное давление в нефтеводогазовой смеси
–пульсации) лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса во внутреннюю
полость насосно-компрессорных труб.
3. Информация, полученная в процессе
измерения амплитудно-частотных спектров,заносится в программу электронного
блока регистрирующей аппаратуры (используется для корректировки данных
послезамены электроцентробежного насоса при капитальномремонте скважины).
На рисунке 3.1 изображена технологическая схема измерения дебита в
добывающей скважине с помощью частотных спектров шумов,
генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из
перфорационных отверстий отдельных пластов.
Рисунок 3.1– Схема измерения дебита в добывающей скважине с
помощью частотных спектров шумов
На рисунке показано:
-
1 – нефтяной пласт П1;
-
2 – турбулентный поток жидкости пласта П1;
-
3 – нефтяной пласт П2;
-
4 – турбулентный поток жидкости пласта П2;
-
5 – нефтеводогазовая жидкость;
-
6 – суммарный амплитудно-частотный спектр S3(f) шумов S1(f) и S2(f)
нефтяных пластов П1 и П2;
-
7 – гидрофон;
-
8 – кабель;
-
9 – насосно-компрессорные трубы,
-
10 – динамический уровень нефтеводогазовой смеси,
-
11 – газ;
-
12 – обсадная колонна;
-
13 – лубрикатор;
-
14 – регистрирующая аппаратура.
На рисунке3.2 изображены амплитудно-частотные спектры
S1(f) и S2(f) шумов, измеренные регистрирующей аппаратурой, в добывающей
скважине с двух нефтяных пластов.
Рисунок 3.2– Амплитудно-частотные
спектры S1(f) и S2(f) звуковых волн двух нефтяных пластов.
На рисунке показано:
- 2,а– амплитудно-частотный
спектр S1(f) шумов, генерируемых пластом П1;
- 2,б– амплитудно-частотный
спектр S2(f) шумов, генерируемых пластом П2;
-
2,в– суммарный амплитудно-частотный
спектр шумов S3(f), включающий амплитудно-частотный спектр шумов S1(f)
нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотный спектр шумов S2(f) нефтяного пласта
П2.
На
рис. 3.3 изображена схема стенда для измерения амплитудно-частотных
спектров шумов генерируемых электроцентробежным насосом и лопастями рабочих
колес в полость насосно-компрессорных труб.
Рисунок 3.3– Схема стенда
На рисунке показано:
8 – кабель;
9 – насосно-компрессорные трубы;
13 – лубрикатор;
14 – регистрирующая аппаратура;
15 – стендовая скважина,
16 – электроцентробежный насос;
17 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром
S4(f), генерируемых вибрацией (колебаниями) корпусаэлектроцентробежного насоса
в жидкость скважины;
18 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром
S5(f), генерируемых лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса в
жидкость, заполняющей насосно-компрессорные трубы;
19 – техническая вода;
20 – гидрофон, опущенный в
насосно-компрессорные трубы через лубрикатор, для замера амплитудно-частотного
спектра S5(f) звуковых волн, генерируемого лопастями рабочих колес
электроцентробежного насоса;
21 –гидрофон, опущенный в
стендовую скважину, для замераамплитудно-частотного спектра S4(f) звуковых
волн, генерируемого электроцентробежным насосом в скважину;
22 – вход технической воды в стендовую
скважину;
23 – выход технической воды из
насосно-компрессорных труб;
24 – звуковые волны с амплитудно-частотным
спектром S6(f), генерируемые жидкостью из насосно-компрессорных труб, в корпус
насосно-компрессорных труб;
25 – звуковые волны с амплитудно-частотным
спектром S7(f), генерируемых корпусом насосно-компрессорных труб, в жидкость
скважины;
26 – звуковые волны с амплитудно-частотным
спектром S8(f) равна сумме S4(f) и S7(f) – состоящий изамплитудно-частотного спектра S4(f) (колебаниями
корпуса электроцентробежного насоса в жидкость скважины и амплитудно-частотного
спектра S7(f) корпуса (колебаниями) насосно-компрессорных труб в жидкость
скважины.
На рисунке3.4 изображены амплитудно-частотные спектры
S4(f), S5(f), S6(f), S7(f) и S8(f) звуковых шумов в имитационной скважине 15.
Рисунок 3.4– Амплитудно-частотные
спектры звуковых шумов в имитационной скважине
На рисунке3.4,г изображен
амплитудно-частотный спектр звуковых волн S4(f), генерируемых вибрацией
(колебаниями) корпуса электроцентробежного насоса в жидкость скважины.
На рисунке 3.4,д изображен
амплитудно-частотный спектр звуковых волн S5(f),генерируемых лопастями рабочих
колес электроцентробежного насосав жидкость, заполняющей насосно-компрессорные
трубы.
На рисунке 3.4,е изображен
амплитудно-частотный спектр звуковых волн S6(f), возбуждающие корпус
насосно-компрессорных труб.
На рисунке 3.4,ж изображен амплитудно-частотный
спектр звуковых волн S7(f), генерируемых корпусом насосно-компрессорных труб, в
жидкость скважины.
На рисунке 3.4,з изображен
амплитудно-частотный спектр звуковых волн S8(f) (сумма S4(f) иS7(f)) –
состоящий из амплитудно-частотногоспектра S8(f) звуковых волн
иамплитудно-частотного спектра S4(f).
Электроцентробежный насос 16, генерирует корпусом в
техническую воду звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S 4(f), (рис. 3.4,г).
Лопасти рабочих колес электроцентробежного насоса 16,
генерируют в техническую воду 19 звуковые волны 18 с амплитудно-частотным
спектром S5(f), которые распространяются к устью имитационной скважины и
одновременно возбуждают вибрацию 24 с амплитудно-частотным спектром S6(f).
Корпус насосно-компрессорных труб 9, возбужденныйпульсациями технической воды с
амплитудно-частотным спектром S6(f), генерирует в техническую воду 19 звуковые
волны 25 с амплитудно-частотным спектром S7(f). Звуковые волны 26 (рис. 3.3) с амплитудно-частотным спектром S8(f)являются
результатом сложения звуковых волн с амплитудно-частотным спектром S4(f) и
S7(f).
На рисунке 3.5 изображена схема стенда для измерения
амплитудно-частотных спектров шумов при размещении в насосно-компрессорных
трубах над электроцентробежным насосом четвертьволновых резонаторов. Схема
показывает, как можно уменьшить уровень амплитуды частот в амплитудно-частотных
спектрах звуковых волн, генерируемых электроцентробежным насосом и передать с
забоя скважины информацию о дебитах с соответствующих пластов.
Рисунок 3.5– Схема стенда с размещенными
в НКТ над электроцентробежным насосом четвертьволновых резонаторов
На
рисунке 3.5 показано:
8 – кабель;
9 – насосно-компрессорные трубы;
13 – лубрикатор;
14 – регистрирующая аппаратура;
15 – стендовая скважина;
16 – электроцентробежный насос;
18 – звуковые волны,генерируемые лопастями рабочих колес
электроцентробежного насоса в жидкость, заполняющей насосно-компрессорные
трубы;
19 – техническая вода;
20 – гидрофон, опущенный в насосно-компрессорные трубы через
лубрикатор;
21 – гидрофон, опущенный в стендовую скважину;
22 – вход технической воды в стендовую скважину;
23 – выход технической воды из насосно-компрессорных труб;
27 – четвертьволновые резонаторы;
28 – звуковые волны,распространяющиеся в жидкости, заполняющей
насосно-компрессорные трубы, после четвертьволновых резонаторов;
29 – звуковые волны, генерируемые насосно-компрессорными трубами,
при размещенных четвертьволновых резонаторах над электроцентробежным насосом;
30 – звуковые волны, распространяющиеся от насосно-компрессорных
труб в скважину, с размещенными четвертьволновымирезонатораминад
электроцентробежным насосом;
31 – звуковые волны, распространяющиеся в скважине от электроцентробежного
насоса, при наличии четвертьволновых резонаторов, размещенных над
электроцентробежным насосом;
32 – звуковые волны, генерируемые вибрацией (колебаниями) корпуса
электроцентробежного насоса и насосно-компрессорными трубами, с размещенными
четвертьволновыми резонаторами в насосно-компрессорных трубах над
электроцентробежным насосом.
На рисунке 3.6 изображены амплитудно-частотные спектры шумовS9(f),
S10(f), S11(f), S12(f) и S13 (f) звуковых волн в имитационной скважине, при
размещении четвертьволновых резонаторов в насосно-компрессорных трубах над
электроцентробежным насосом.
Рисунок 3.6–
Амплитудно-частотные спектры S9(f), S10(f), S11(f), S12(f) и S13 (f) звуковых
волн в имитационной скважине
На рисунке6,м изображен амплитудно-частотный спектр
звуковых волнS12(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S4(f) с
уменьшенными амплитудами на величину ?А. Уменьшенный по амплитуде
амплитудно-частотный спектр S4(f) на величину ?А необходим для передачи
амплитудно-частотного спектра S1(f)от нефтяного пласта П1 и
амплитудно-частотного спектраS2(f) от нефтяного пласта П2.
На рисунке 7 изображена схема добывающей нефтяной
скважины, с размещенным в лубрикаторе гидрофоном и четвертьволновых резонаторов
в насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом.
Рисунок 3.7–
Схема добывающей нефтяной скважины
На рисунке 7 показано:
1
– нефтяной пласт П1;
2 – нефтяной пласт П2;
5 – нефтеводогазовая смесь;
9 – насосно-компрессорные трубы;
10 –динамический уровень нефтеводогазовой смеси;
11 –газ, выделяющийся из нефтеводогазовой смеси;
12 –добывающая нефтяная скважина;
13 –лубрикатор (устройство, в котором размещается гидрофон);
14 –регистрирующая аппаратура;
16 – электроцентробежный насос;
20 – гидрофон, спущенный в лубрикатор;
27 – четвертьволновые резонаторы,
33 – турбулентные потоки нефтеводогазовой смеси с изменяющимися
характеристиками при изменении дебита нефтяного пласта П1;
34 – турбулентные потоки нефтеводогазовой смеси с изменяющимися
характеристиками при изменении дебита нефтяного пласта П2;
35 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром
S16(f),распространяющийся в добывающей скважине и состоящий из двух
амплитудно-частотных спектров S14(f) и S15(f);
36 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром;
37 – переход звуковых волн из скважины в жидкость, заполняющей
насосно-компрессорные трубы;
38 –звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S18(f),
распространяющихся в насосно-компрессорных трубах добывающей скважины и
состоящий из амплитудно-частотных спектров S9(f) иS17(f).
На рисунке3.8изображены амплитудно-частотные спектры звуковых волн
S13(f) и S14(f), распространяющихся от двух нефтяных пластов до регистрирующей
аппаратуры, на пути распространения которых имеется источник звуковых волн –
электроцентробежный насос.
Рисунок 3.8–
Амплитудно-частотные спектры звуковых волн S13(f) и S14(f), распространяющихся
от двух нефтяных пластов
На рисунке3.8,опоказан частотный спектр
S14(f) звуковых волн, генерируемый перфорационными отверстиями нефтяного пласта
П1 с изменяющейся амплитудой по частотному спектру за счет изменения параметров
нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления, газового фактора
и др. параметров). Следовательно, изменяется и дебит пласта.
На рисунке3.8,п показан частотный спектр
S15(f) звуковых волн, генерируемый перфорационными отверстиями нефтяного пласта
П2 с изменяющейся амплитудой по частотному спектру за счет изменения параметров
нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления, газового фактора
и др. параметров). Следовательно, изменяется и дебит пласта.
На рисунке3.8,рпоказан частотный спектр
S16 (f) звуковых волн, распространяющийся в скважине и состоящий из двух
частотных спектров S14(f)иS15(f).
На рисунке3.8,счастотный спектр S17 (f)
звуковых волн, состоящий из частотных спектров S14(f) и S15(f), генерирующих
перфорационными отверстиями нефтяных пластов П1 и П2, с помехой в виде
частотного спектра S13(f), генерируемого насосно-компрессорными трубами и
электроцентробежным насосом.
На рисунке3.8,т показан частотный спектр
S18(f) звуковых волн, состоящий из частотных спектров S9(f) и S17 (f), которые
в свою очередь состоят из частотных спектров S11(f), S12(f), S14(f) и S15 (f),
На рисунке3.8,упоказан частотный спектр
S19(f) звуковых волн, принятый гидрофоном и отфильтрованныйрегистрирующей
аппаратурой (частотные спектры S14(f) и S15(f) звуковых волн пропорциональны
дебитам соответствующих пластов, при соответствующей градуировке).
Первая операция.
Осуществляют спуск через насосно-компрессорные трубы в добывающую скважину
через лубрикаторна кабеле гидрофона, соединенного с регистрирующей аппаратурой,
до уровня нефтяных пластов П1 и П2.
Вторая операция. Осуществляют измерение в добывающей скважине гидрофоном,
соединенным с регистрирующей аппаратурой, амплитудно-частотных спектров
звуковых волн S1(f) и S2(f), генерируемых турбулентными потоками
нефтеводогазовых смесей, вытекаемых через перфорационныеотверстия отдельных
пластов П1 иП2, причем регистрирующей аппаратурой контролируется сразу два
амплитудно-частотных спектра S3(f) (сумма S1(f) и S2(f)). Гидрофон размещаетсяв
нефтеводогазовой смеси, так какприем сигнала в газовой смеси , выше
динамического уровня (где также появляется пена) не возможен из-запоглощения и
затухания звука.
Третья операция.
Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах в стендовую скважину электроцентробежного
насоса.
Четвертая
операция. Осуществляют спуск на кабеле гидрофона в стендовую скважину .
Пятая операция. Осуществляют спуск через лубрикаторна геофизическом кабеле
гидрофона ив насосно-компрессорные трубы, размещенные в стендовой скважине.
Шестая операция.
Осуществляют измерение в стендовой скважине гидрофоном, соединенным с
регистрирующей аппаратурой, звуковых волн с амплитудно-частотным спектром
S8(f), состоящего из амплитудно-частотного спектра S4(f), генерируемого
корпусом электроцентробежного насоса и амплитудно-частотного спектра S7(f),
генерируемого корпусом насосно-компрессорных труб 9 и звуковых волн с
амплитудно-частотным спектромS5(f), генерируемого лопастямирабочих колес
электроцентробежного насоса.
Техническая вода
поступает через входной патрубок в стендовую скважину, прокачивается через
центробежный насос в полость насосно-компрессорных и выходит через выходной
патрубок.
Электроцентробежный
насос генерирует корпусом в техническую воду амплитудно-частотный спектр S(f).
Лопасти рабочих
колес электроцентробежногонасоса, генерируют в техническую воду звуковые волны с
амплитудно-частотным спектром S5(f),которые
распространяютсяк устью скважины и одновременно возбуждают вибрации, с
амплитудно-частотным спектром S6(f). Корпус
насосно-компрессорных труб, возбужденный амплитудно-частотным спектром S6(f),генерирует в
техническую воду звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S7(f).
Седьмая операция. Осуществляют измерение
гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой, амплитудно-частотного
спектра звуковых волн S5(f), генерируемых в насосно-компрессорные трубы лопастями рабочих колес
электроцентробежногонасоса.
Восьмая
операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине внутри
насосно-компрессорных трубнад электроцентробежным насосом,как минимум одного
четвертьволновогорезонатора.
Девятая
операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине в насосно-компрессорных
трубах над четвертьволновыми резонаторами через лубрикатор на кабеле гидрофона.
Десятая
операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине на геофизическом кабеле
гидрофона.
Одиннадцатая
операция. Осуществляют размещение на устье стендовой скважины регистрирующей
аппаратуры, соединенной с гидрофонами.
Двенадцатая
операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине гидрофоном, соединенным с
регистрирующей аппаратурой , амплитудно-частотногоспектра звуковых волн S13(f),
Тринадцатая
операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине амплитудно-частотного
спектра звуковых волн S9(f).
Четырнадцатая
операция. Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах в добывающуюскважину
электроцентробежного насоса.
Пятнадцатая
операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине внутри
насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом,как минимум одного
четвертьволновогорезонатора,
Шестнадцатая
операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине в лубрикаторе гидрофона,
соединенного с регистрирующей аппаратурой.
Семнадцатая
операция. Осуществляют прием гидрофоном и измерение регистрирующей аппаратуройдебита
отдельных пластов, амплитудно-частотнымспектрам звуковых волн, генерируемых
отдельными нефтяными пластами.
Осуществляютприем
частотного спектра S14(f)иS15(f)звуковых волн, генерируемогоперфорационными отверстиями нефтяного
пласта П1и П2с изменяющейсяамплитудой почастотному спектру за счет изменения
параметров нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления,
газового фактора и др. параметров).
На рисунке 3.1 приведена
схема устройства измерения дебита нефти в двухфазном потоке смеси, использующая
в качестве источника излучения звука шумы потока.
В связи с тем, содержание
нефти и газа в потоке не постоянно, поток условно разбивается на 11 пачек смеси
с 10% пошаговым содержанием нефти от 0% до 100%, при этом содержание газа
распределяется от 100% до 0%.
Подачу
пачек смеси нефтяной скважины предлагается производить через измерительный
участок, помеченными метками, формирующиеся путем поглощения энергии
акустического сигнала резонатором Гельмгольца на резонансной частоте в спектре
технологического шума потока смеси, т.е. использовать резонатор в качестве
источника звуковых сигналов.
Данные
ограничения необходимо вводить для увеличения точности измерения. В случае
стабильного содержания нефти и газа в смеси допускается область ограничения
уменьшить, и тем самым уменьшить количество блоков прибора.
Рисунок 3.1 – Схема устройства измерения дебита
нефти в двухфазном потоке смеси.
Устройство
системы состоит из:
1– трубопровод;
2– резонатор
Гельмгольца, формирующий акустическую метку в пачке потока многофазной смеси
нефти и газа;
3– первый
приемник-гидрофон;
4– второй
приемник-гидрофон;
5– первый
усилитель;
6– второй
усилитель;
7.1…7.11-
преобразователи движения акустической метки в интервал времени присутствия ?tпр
ее в пачке смеси нефти и газа с последующим преобразованием в интервал времени
?tф прохождения
переднего фронта между двумя приемниками-гидофонами (3) и(4);
8 – полосовой
фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 3, настроенный в
преобразователе 7:
7.1 на частоту fр=2000Гц;
7.2 на частоту fр=1840Гц;
7.3 на частоту fр=1691Гц;
7.5 на частоту fр=1393Гц;
7.6 на частоту fр=1244Гц;
7.7 на частоту fр=1094Гц;
7.8 на частоту fр=945Гц;
7.9 на частоту fр=797Гц;
7.10 на частоту
fр=648Гц;
7.11 на частоту
fр=498Гц;
9 – триггер с
раздельными входами;
10 – полосовой
фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 4, настроенный в
преобразователе 7:
11.блок
процентного содержания нефти в пачке смеси, настроенный в преобразователе 7:
7,1 на 100%;
7,2 на 90%;
7,3 на 80%;
7,4 на 70%;
7,5 на 60%;
7,6 на 50%;
7,7 на 40%;
7,8 на 30%;
7,9 на 20%;
7,10 на 10%;
7,11 на 0%;
12 – триггер
Шмитта;
13, 14 –
электронные ключи;
15, 16 –
генераторы импульсов;
17
–электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу
времени ?tф
прохождения переднего фронта, сформированной пачки смеси между приемниками –
гидрофонами);
18
– электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу
времени ?tпр
присутствия метки в данной пачке т.е. фиксируется длина пачки с заданным
процентным содержанием нефти и газа);
19 – генератор
импульсов (число импульсов вырабатываемых генератором пропорционально
расстоянию между приемниками-гидрофонами);
20 – блок
вычисления скорости пачки смеси. Вычисления реализованы по формуле (3.1)
;
(3.1)
где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2;
L – расстояние между первым и вторым приемниками, м;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между
первым и вторым приемниками, сек.
21 –блок
вычисления расхода. Вычисления реализованы по формуле (3.2)
(3.2)
где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2;
L – расстояние между первым и вторым приемниками, м;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между
первым и вторым приемниками, сек.
22 – блок
вычисления количества нефти и газа в пачке. Вычисления реализованы по формуле
(3.3)
(3.3)
где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2;
L – расстояние между первым и вторым приемниками, м;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между
первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого приемника, сек;
П – процент содержания
нефти в порции.
23 – блок
вычисления количества нефти в данной пачке. Вычисления реализованы по формуле
(3.4)
(3.4)
где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2;
L – расстояние между первым и вторым приемниками, м;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между
первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого приемника, сек;
П – процент содержания
нефти в порции.
24 – блок
вычисления суммарного количества нефти (дебита). Вычисления реализованы по
формуле (3.5)
(3.5)
где K – количества нефти в
данной пачке;
i = 1, 2, ….,n – число складываемых пачек.
Далее по направлению движения потока устанавливаются на расстоянии L два приемника акустических меток (звуковых
сигналов). По времени прохождения метки между приемниками судят о расходе
потока смеси. Для увеличения точности измерения необходимо дополнительно
определить время прохождения самой акустической метки мимо первого приемника.
Дебит нефти вычисляют по формуле (3.6)
(3.6)
где S – площадь
проходного сечения трубопровода, м2;
L–расстояние между первым и вторым приемниками, м;
?tфi– время прохождения переднего фронта пачки между
первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого
приемника, сек;
П – процент содержания нефти в порции;
i = 1, 2, ….,n – число складываемых пачек.
Физическая
сущность создания акустической метки заключается в том, что акустический
резонатор – это сосуд, сообщающийся со средой через небольшое отверстие или
трубку. Характерная особенность акустического резонатора – это способность
совершать низкочастотные собственные колебания, длина волны которых значительно
больше размеров резонатора.
Согласно
теории, развитой Г.Л. Гельмгольцем и Д.У. Рэлеем, акустический резонатор
рассматривается как колебательная система с одной степенью свободы.
В
первом приближении можно считать, что кинетическая энергия сосредоточена в слое
среды, движущейся в трубке, называемой горлом акустического резонатора, подобно
жесткому поршню, а потенциальная энергия связана с упругой деформацией среды
заключенной в объеме резонатора.
Тогда
собственная частота акустического резонатора не зависит от формы сосуда
резонатора и от формы поперечного сечения трубки резонатора и выражается
формулой 3.7
(3.7)
гдес–
скорость звука, м/сек;
со– скорость звука в
среде, м/сек;
V– объем сосуда резонатора, м3;
F– площадь поперечного сечения
резонатора, м2;
h– длина трубки резонатора, м.
Перераспределение
процентного содержания нефти и газа в
потоке приводит к изменению скорости звука, следовательно, к изменению
собственной частоты резонатора, согласно формуле (3.7) и к формированию новой
метки.
Скорость звука
в природных нефтях отечественных месторождений находится в диапазоне
1335-1380м/с. Средняя скорость звука для нефти составляет 1358м/с, для газа
–340м/с.
Расчетные
данные скорости звука и акустических меток для различных соотношений нефти и
газа в порции приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Расчетные данные скорости звука от
процентного соотношения нефти и газа в смеси
|
№
п/п
|
Нефть
|
Газ
|
Скорость
звука
|
Частота
поглощения
|
|
%
|
%
|
м/с
|
Гц
|
|
1
|
100
|
0
|
1358
|
2000
|
|
2
|
90
|
10
|
1256
|
1840
|
|
3
|
80
|
20
|
1154
|
1691
|
|
4
|
70
|
30
|
1053
|
1542
|
|
5
|
60
|
40
|
951
|
1393
|
|
6
|
50
|
50
|
849
|
1244
|
|
7
|
40
|
60
|
747
|
1094
|
|
8
|
30
|
70
|
645
|
945
|
|
9
|
20
|
80
|
544
|
797
|
|
10
|
10
|
90
|
442
|
648
|
|
11
|
0
|
100
|
340
|
498
|
В работе [28]
приведены расчеты акустического резонатора для создания меток. Согласно этим
расчетам объем V
резонатора составляет 0,0017м3, площадь F горла резонатора равна
0,0036 м2, высота горла резонатора равна 0.025м.
В
результате выполнения выпускной квалификационной работы цель - разработка
способа измерения раздельного дебита нефти при многопластовой добычи– достигнута.
При
этом были решены поставленные задачи:
-
произведен анализ современных способов измерения дебита нефти
при многопластовой добычи;
-
обоснованы причины для создания способа измерения дебита
нефти;
-
разработан способ измерения дебита нефти;
Разработанный способ, позволит оптимизировать добычу нефти и
работу скважины путем обеспечения раздельного учета добываемой продукции через
один лифт при эксплуатации двух и более нефтяных пластов.