Исследование работы скважин на групповой замерной установке с использованием влагомера МПВ700

Размещено на http://www.allbest.ru/

Нефтегазодобывающее управление НГДУ «Альметьевнефть

Научно-исследовательский центр многоуровневых измерений

Исследование работы скважин на групповой замерной установке с использованием влагомера МПВ700

З.М. Гарипова

О.П. Жданов

Обводненность продукции добывающих скважин - важнейший показатель контроля за работой добывающей скважины. Обычно обводненость определяется лабораторным путем по пробам жидкости, которые отбираются из выкидных линий и мерных емкостей. В дальнейшем используется механизм математико-статистической обработки дискретного ряда имеющихся проб для получения достоверного результата. Периодически проводятся исследования с помощью передвижных автоматизированных пробоотборников для внесения коррекций в процесс отбора проб.

Однако, достоверность исходных данных может существенно повлиять на полученные результаты. Факторами, влияющими на эту достоверность является качество и состояние установки пробоотборника, момент отбора проб и наконец человеческий фактор.

Цель данной работы было оценить влияние этих факторов на достоверность оценки обводненности при помощи мультифазного влагомера МПВ700, обеспечивающего непрерывную информацию о содержании воды в добываемой жидкости, определить характеристику переходных процессов при переключении скважин на ГЗУ. Кроме того, при помощи индикатора высокого содержания свободного газа у влагомера МПВ700, выявить моменты повышенного содержания газа на устьях скважин. Одновременно проверялась работа самого влагомера в реальных климатических условиях с жидкостями на устьях скважин с различными физико-химическими свойствами, разной скоростью потока и содержанием воды.

Все исследуемые скважины подразделялись на следующие категории:

Скважины, дающие продукцию с неявно выраженным содержанием свободного газа и условно стабильным соотношением нефть/вода

Скважины, дающие продукцию с явно выраженным содержанием свободного газа, который в отдельные времена может образовывать газовые пробки.

Скважины, дающие продукцию в виде пульсирующего потока жидкости, когда скорость движений не равномерна, вплоть до кратковременных остановок.

Скважины, продукция которых может существенно изменять соотношение нефть/вода за короткий интервал времени.

Наиболее подходящим местом для проведения исследования явилось ГЗУ38А НГДУ «Альметьвнефть». Данное ГЗУ обладает 12 скважинами, подключенными по схеме один ус одна скважина. Скважины функционируют на неоднородной литологической структуре на разных горизонтах и удовлетворяют всем упомянутым выше требованиям.

ГЗУ-38А в своем составе имеет измерительный блок, состоящий из сепарационной емкости, предназначенной для отделения добытой жидкости от попутного нефтяного газа, регулятора расхода жидкости, счетчик количества жидкости и газовую заслонку. Процесс измерения жидкости происходит циклически, и цикл измерения зависит от производительности скважины, подключенной к измерительному блоку через переключатель скважин многоходовой (ПСМ). В целях исключения влияния циклической работы измерительного блока на процесс измерения обводненности продукции скважины влагомер МПВ700 устанавливается на входной линии измерительного блока между ПСМ и сепарационной емкостью (рис 1). Для контроля работы влагомера устанавливался щелевой пробоотборник непосредственной близости с замерной камерой влагомера. Все результаты измерения в режиме реального времени выводились на web-портал ООО «НИЦМИ» и одновременно в систему сбора телеметрических данных НГДУ «Альметьевнефть». Итоговые результаты по среднему значению обводненности сопоставлялись с данными полученными на основании действующих методик.

Рис. 1. Фото врезки влагомера на ГЗУ38А

Все исследования проводились в зимне-весенний период с февраля по май 2018 года. Подключение скважин к ГЗУ38А для целей исследования осуществлялось периодически со временем подключений одна скважина на 24 часа.

Рис. 2. Работа скважины №9541 на ГЗУ38А

Наилучшие результаты по сходимости данных влагомера МПВ700 и действующей методики показали скважины, относящиеся к первой группе скважин с относительно высоким дебитом (20-70 м3/сут.) и высоким содержание воды (70%-100%). Временная диаграмма работы такой скважины № 9541 приведена на рис. 2. Переключение скважин осуществлялось оператором в период с 10 до 12 часов местного времени. Точное время не фиксировалось. Голубым цветом отмечен временной тренд мгновенных значений, а черным цветом результаты скользящего среднего. Желтые полосы показывают моменты срабатывания индикатора газа. После подключения скважины № 9541 в течение порядка 15 минут наблюдалось наличие свободного газа, вызванного разряжением скважины на газосепаратор. Переходный период был завершен примерно за 30 минут. За период стабильной работы с 11 часов 13 февраля по 10 часов 14 февраля среднее значение обводненности составило 87% с суточными колебаниями ± 3-4%. Расхождение с результатами действующих методик 1%-2%.

Иные результаты были продемонстрированы на скважинах с малым дебитом (1-10 м3.сут.) и низким содержанием воды (15%-35%) рис. 3. Скважина №20125 относится одновременно ко второй и третьей группе исследуемых скважин.

Рис. 3. Работа скважины 20125 на ГЗУ38А

Подключение скважины было произведено примерно в 10 часов 14 февраля 2018 года. Поскольку в ГЗУ38А нет обратного клапана, а скважина с низким дебетом № 20125 подключалась после скважины с высоким дебитом, то в линии соединяющей газосепаратор и устье скважины № 20125 начался процесс выравнивания давления. При этом наблюдался обратный поток жидкости от газосепаратора к устью скважины. Это хорошо видно по небольшому скачку обводненности, когда из газосепаратора сначала выдавило небольшую отстоявшуюся пленку жидкости с меньшим содержанием воды, а потом пошла вода с небольшим содержанием нефтепродуктов. Далее в линии соединяющей устье скважины находилась жидкость представляющая собой смесь жидкостей из двух скважин и эта смесь выдавливалась из линии с 15 по 18 часов 14 февраля 2018 года. Переходный процесс таким образом составил с момента переключения 8 часов. В период стабильной работы скважины № 20125 с 19 часов 14 февраля по 11 часов 15 февраля среднее значение содержания воды составило 27%, предельные колебания содержания воды за время стабильной работы составили ± 7%. Расхождения с данными действующих методик были более значительными и составили 5%-6%. Такое расхождение может объясняться вероятностью риска, что в момент отбора проб в линии соединяющей устье скважины и газосепаратор находилась смесь жидкостей из разных скважин.

Скважину № 32018 можно отнести одновременно к третьей и четвертой группе исследуемых скважин. Эта скважина с программным регулированием работы насоса и соответственно значительными изменениями колебаниями содержания воды. Временная диаграмма работа скважины представлена на рис. 4.

Рис. 4. Работа скважины №32018 на ГЗУ38А

Подключение скважины было произведено примерно в 11 часов 18 февраля 2018. Поскольку эта скважина подключалась к ГЗУ38А после скважины № 20476 с сопоставимой величиной дебита поэтому переходный период был коротким 15 минут.

За период стабильной работы скважины с 11 часов 18 февраля по 8 часов 19 февраля 2018 года среднее значение обводненности составило 52%. Суточные колебания были значительными и составили ± 15%.

Однако, расхождения с результатами действующей методики были небольшими 2%-3%, что говорит о хорошем качестве обработки данных результатов проб принятой в НГДУ «Альметьевскнефть. В работе скважины № 32018 зафиксированы моменты полной остановки подачи жидкости на ГЗУ38А, в ходе которой в замерной камере влагомера наблюдалось замещение воды сначала нефтью, а потом газом. При анализе результатов обработки результатов по данным отбора проб выявлены факты отбраковки проб по критериям и завышенного содержания воды и с заниженного содержания воды. Хотя эти пробы были корректными, что подтверждалось показаниями влагомера.

При проведении исследований в условиях стабильной работы скважин наблюдались кратковременные срабатывания индикатора свободного газа или газ появлялся в переходный период в момент переключения скважин на ГЗУ, когда скважина разряжалась на газосепаратор. Однако, иногда наблюдались сбои в работе скважин, при котором замер содержания воды был невозможен из-за поступления значительно количества газа. Такие сбои наблюдались от нескольких часов до нескольких суток. Примером такого сбоя может быть проиллюстрирована временной диаграммой работы скважины № 1211 рис. 5.

Рис. 5. Работа скважины № 1211 на ГЗУ38А

По итогам проведенных исследований было рекомендовано внедрение влагомеров МПВ700 на замерных установках типа «Дельта» и типа «Спутник» со схемой подключения одна скважина на один ус. Отмечено, что внедрение МПВ700 на Ромашкинском месторождение позволит получать мгновенную и достоверную информацию о работе скважины, отслеживать изменения содержания воды с привязкой по времени и наличие свободного газа. Также это позволит исключить влияние человеческого фактора при проведении отбора проб. Учитывая, что из-за больших колебаний значений обводненности на многих скважинах выбор момента отбора пробы может быть существенным для получения достоверной оценки. Правильный выбор момента отбора проб требует хороших навыков понимания хода технологического процесса, что не всегда достижимо. Кроме того при обработке данных отмечено влияние субъективных мнений специалистов технологов и геологов оценивающих работу скважин и бракующих нормальные пробы которые не вписываются в их субъективное понимание работы скважин.

влагомер скважина замерный установка

Размещено на Allbest.ru