Повышение качества замеров дебита в многопластовых скважинах за счет применения автоматических групповых замерных установок

В статье автор рассматривает возможность повышения качества замеров по дебиту нефтяной скважины, получаемых с погружных расходомеров комплекса «САКМАР-4-Д-ЭЦН», за счет проведения дополнительных замеров на автоматических групповых замерных установках.

Ключевые слова: термоманометрическая система, ТМС, замер, дебит.

Нефтяная сфера в последние годы характеризуется снижением объемов добычи, прослеживается заметное истощение запасов по месторождениям «легкой» нефти — с благоприятными условиями эксплуатации. В качестве меры по увеличению эффективности и прироста добычи на действующих месторождениях намечаются тенденции, связанные введением в разработку новых пластов, вследствие забуривания боковых стволов, бурения горизонтальной скважин, применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации и т. д. В результате условия добычи действующего фонда скважин все больше осложняются. На то есть причины, связанные с увеличением степени обводненности, загазованности добываемой продукции, большим содержанием механических примесей, отложением парафинов и солей, повышением температуры, значительным искривлением скважин, сужением диаметров эксплуатационных колонн и тому подобное [1].

Все это формируют новые требования в нефтедобывающей области. В то же время, спрос на углеводороды, как в России, так и во всем мире не угасает. Поэтому, крайне важно назначать стратегические задачи, позволяющие успешно извлекать и осваивать запасы природных углеводородов.

Одним из таких задач выступает совершенствование аппаратурного комплекса и методов для гидродинамического исследования скважин (ГДИС).

Проанализируем наиболее известные системы стационарного мониторинга скважины, эксплуатируемых механизированными способами

Одним из самых высокоточных способов контроля за техническим состоянием глубинно-насосного оборудования, является применение термоманометрических систем (ТМС) для погружного электродвигателя (ПЭД) — регистрация данных давления и температуры на приеме ЭЦН, а также диагностика состояния самого насоса.

Один из примеров установка ТМС в скважине представлено на рисунке 1.

Вся информация, получаемая при помощи приборов, поступает на поверхность через жилу питающего кабеля электроцентробежного насоса. Интеграция системы телеметрии ПЭД дало возможность технологическим службам значительно увеличить межремонтный интервал насосного оборудования в результате беспрерывного контроля за его состоянием и параметрами забойной зоны.

Такой способ передачи информации позволяет, применяя методы диагностирования, наблюдать за состоянием работы УЭЦН в режиме реального времени и оценивать на регулярной основе динамический уровень по скважине.

Показания расхода на объекте регистрируются при помощи автоматических групповых замерных установок, затем на основании всех полученных данных, устьевых и забойных, проводится интерпретация с применением программного обеспечения и формируется общее представление по объекту.

Стоит отметить, что спектр компоновок ТМС при одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ) по большей части ориентирован для скважин оборудованных пакерами, за счет чего данные, получаемые с приборов термоманометрической системы достаточно точные. Однако если, дело касается беспакерной совместной эксплуатации двух и более пластов, то ТМС не обеспечивают достаточного уровня получаемых данных с каждого пласта [2].

Наиболее оптимальным способом исследовании многопластовых скважин, не разделенных пакерами, заключается в использовании комплекса геофизических приборов напротив каждого объекта исследования. Такая возможность реализована отечественными компаниями НПФ «Геофизика» и ДООО «ИРЗ ТЭК» в совместно разработанном геофизическом модуле «САКМАР-4Д-ЭЦН». Данный модуль входит составе АПК «Спрут», которая представляет из себя гирлянду приборов, подвешиваемых под насос через стандартный геофизический кабель. Данный тандем приборов крепится к ТМС блока телеметрии погружного электродвигателя выпускаемой ДООО «ИРЗ ТЭК» [3, 4].

На объекте № 4050 Манчаровского месторождения установлен геофизический прибор АПК «Спрут» с комплексной аппаратурой «САКМАР-4Д-ЭЦН-85» для ОРЭ двух пластов.

На основании метрологических характеристики приборов, был построен диапазон погрешностей для показаний с расходомеров, представленный на рисунке 2.

В ходе анализа данных выяснилось, что на показания расходометров, влияют дополнительные погрешности, связанные с появлением трехфазной смеси из нефти, газа и воды. К сожалению, в комплектации аппаратурного комплекса не предусмотрено ни одного датчика, позволяющего подсчитать содержание газа в продукции и тем самым повысить точность замеров. Однако данные функции заложены в автоматических групповых замерных установках (АГЗУ) типа «Спутник» или его аналогов [5].

Метрологические характеристики АГЗУ при замере дебита составляет 2.5 %, также реализована возможность определения значений загазованности продукции скважины. Между тем, замерные установки замеряют дебит всей скважины, обозначим его как Q [ ], в то время как расходомеры делают замеры по каждому пласту q1 и q2 [

Рис. 2. График диапазона относительной погрешности для расходомеров q1, q2, установленных в аппаратуре «САКМАР-4Д-ЭЦН-85»

Формула по учету дебитов по АГЗУ и манометрам с учетом приборных погрешностей имеет вид:

или

Таким образом, истинные значения дебитов по каждому пласту возможно определить на основании замеров АГЗУ, с учетом загазованности скважины, то есть для двухфазной жидкости. При таком замере точность результатов повысится в 1,6 раза.

Литература:

1. Анализ проблем использования насосно-эжекторных систем в нефтегазовой отрасли / Шурыгин,М 1, А. А. Лавриненко, А. С. Понамарев [и др.]. — Текст: непосредственный // Территория «НЕФТЕГАЗ». — 2015. — № 10. — С. 80–87.
2. Феофилактов, С. В. Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти / С. В. Феофилактов. — Текст: непосредственный // Инженерная практика. — 2015. — № 9. — С. 90.
3. Якин, М. В. Система перманентного контроля забойных параметров многопластовых скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов / М. В. Якин. — Текст: непосредственный // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2017. — № 11. — С. 71–75.
4. Якин, М. В. Проведение геофизических исследований в процессе добычи c использованием АПК «СПРУТ» / М. В. Якин. — Текст: непосредственный // Инженерная практика. — 2015. — № 2. — С. 100.
5. Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам долговременного мониторинга работы скважин геофизическим комплексом «Спрут» / М. В. Якин, И. Р. Сафиуллин, В. М. Коровин, И. Я. Адиев. — Текст: непосредственный // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — Москва: ОАО «ВНИИОНЭНГ», 2016. — С. 4–9.