Способ и система автоматизированного контроля обводнённости скважинных продуктов нефтяных месторождений

Изобретение относится к области нефтедобычи и позволит повысить точность и объективность контроля при эксплуатации нефтяных месторождений. Технический результат заключается в точности, устойчивости контроля обводненности скважинных продуктов в процессе эксплуатации без сепарации, с возможностью использования этих данных при управлении нефтедобычей. Способ предусматривает измерение значений импедансных характеристик и температуры добываемого скважинного продукта в точке контроля и прогнозирование при помощи программируемых средств значений обводненности и содержания нефтяного и водного компонентов жидкой фазы скважинного продукта по выбранной математической модели. На фиксированной частоте воздействия электрического поля выполняют непрерывное измерение комплексного сопротивления добываемого скважинного продукта и его действительной (активной) и мнимой (реактивной) составляющих с приведением измеренных значений комплексного сопротивления и его составляющих к нормальным (стандартным) условиям и выполняют упомянутое прогнозирование. Перечисленные выше операции способа используются при работе системы автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, включающей совокупность средств измерения характеристик электрического поля и температуры добываемого скважинного продукта, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи.

Непрерывный контроль обводненности скважинных потоков необходим прежде всего для высокообводненного фонда скважин четвертой стадии разработки нефтяных месторождений при определении фактической рентабельности каждой скважины и оптимизации затрат на добычу нефти.

В качестве ближайшего аналога предлагаемого изобретения могут быть выбраны способы и системы автоматизированного контроля обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений, описанные в любом из патентов на изобретение RU 2329471, RU 2334951, RU 2336500. Описанные в перечисленных источниках системы автоматизированного контроля обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений включают совокупность средств измерения диэлектрической проницаемости (электрической емкости) и удельной электропроводности (электрического сопротивления), датчиков температуры, датчиков давления и расходомеров, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. Соответствующие способы автоматизированного контроля обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений предусматривают измерение значений диэлектрической проницаемости и удельной электропроводности добываемого скважинного продукта, а также измерение его дебита, давления и температуры. Исходя из результатов перечисленных выше измерений при помощи программируемых средств прогнозируют значения содержания нефтяного, газового и водного компонентов скважинного продукта по выбранной математической модели.

Перечисленные выше ближайшие аналоги RU 2329471, RU 2334951, RU 2336500 не получили широкого использования при контроле скважинных потоков из-за большой погрешности измерения обводненности (от 5% и более) по сравнению с анализами лабораторных служб нефтедобывающих предприятий. Высокая погрешность непрерывного измерения обводненности скважинного потока через контроль электрофизических параметров (диэлектрической проницаемости и удельной электропроводности) возникает вследствие влияния на процесс измерения многочисленных факторов.

Модель потока в скважинном трубопроводе рассматривается как двухфазная (жидкость и свободный газ) трехкомпонентная (жидкость состоит из нефтяного и водного компонентов) структура. Каждый из компонентов характеризуется в точке контроля объемной долей. Обводненность сырой нефти определяется как отношение объемной доли водного компонента к сумме объемных долей водного и нефтяного компонентов, при этом жидкая фаза содержит растворенный газ и легкие углеводороды. Легкие углеводороды при снижении давления в трубопроводе по длине трубопровода от устья скважины до входа в автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) переходят из жидкого состояния в газообразное. Растворенный газ также по мере снижения давления в продольном сечении трубопровода переходит в свободное состояние, увеличивая долю газового компонента. По мере движения потока по длине трубопровода из-за снижения давления увеличивается объемная доля газового компонента и соответственно уменьшается объемная доля жидкой фазы. В условиях неразрывности потока по длине трубопровода от забоя скважины до приемных узлов АГЗУ скорость движения нефтяного и водного компонентов растет пропорционально снижению давления в продольном сечении трубопровода, а объемные доли каждого из компонентов являются переменными величинами. В поперечном сечении структура потока также является сложной и переменной, определяется многими факторами, в числе которых конфигурация трубопроводной системы от забоя скважины до приемных узлов АГЗУ, место расположения точки контроля и направление потока в ней, величина установившегося дебита, давление, влияние потока сборного коллектора и др. На горизонтальных участках трубопровода в его поперечном сечении поток нельзя рассматривать как однородную или плоскорасслоенную структуру.

Периодический контроль обводненности сырой нефти, добываемой из каждой скважины, производится по отобранным пробам в нормальных климатических условиях химико-аналитической лаборатории, как правило, при атмосферном давлении и температуре 20±5°С. Указанные условия приняты за стандартные (см. МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ГОСТ 8.589-2007 Государственная система обеспечения единства измерений ВЕДЕНИЕ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ НА ПУНКТАХ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ В НЕФТЕПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ). При этом можно отметить, что контролируемая в трубопроводе среда и сырая нефть пробы, контролируемой в химико-аналитической лаборатории, имеют отличия и являются одной из причин недостаточной точности определения обводненности.

Известны сложности, возникающие при измерении диэлектрической проницаемости и удельной электропроводности двухфазного газожидкостного потока. Диэлектрическая проницаемость и удельная электропроводность любой среды определяются ее молекулярно-ионным составом и являются, по сути, уникальным ее "паспортом". Любое изменение состава, в том числе связанное с изменением агрегатного состояния и температуры, приводит к изменению указанных электрофизических характеристик. Диэлектрическая проницаемость среды определяется как отношение величины электрической емкости конденсатора, между обкладками которого находится контролируемая среда, к величине электрической емкости этого же конденсатора с вакуумом или воздухом между обкладками. Удельная электропроводность определяется как величина, обратная электрическому сопротивлению контролируемого объема среды, приведенного к электрическому сопротивлению куба 10×10×10 мм этой среды. При этом существует зависимость измеренных значений от частоты напряжения воздействия, особенно для водных сред. Исследованиями установлено, что частотные зависимости возникают из-за влияния приэлектродных тонких слоев на границе раздела твердой (электрода) и жидкой (контролируемая среда) фаз, при этом характеристики самой среды от частоты зависимости практически не имеют. Такие свойства измерительной системы не позволяют точно определить ни диэлектрическую проницаемость, ни удельную электропроводность именно среды, проводя измерения на одной фиксированной частоте. Для точного определения электрофизических характеристик необходимо произвести серию измерений электрических емкости и сопротивления на нескольких частотах, что позволит вычесть влияние приэлектродных слоев. Проведение серии измерений требует значительного времени, при этом в условиях потока со скоростями движения 1 м/с и более проблематично обеспечить постоянство и неизменность самой контролируемой среды. Приведенные обстоятельства также ограничивают практическую применимость измерительных систем для контроля обводненности потока через диэлектрическую проницаемость и удельную электропроводность.

Также, в связи с тем, что структура потока в поперечном сечении не является однородной и постоянной, известны сложности измерения электрофизических характеристик многокомпонентного потока в трубопроводе, интегральных по его сечению. Измерение электрофизических характеристик производится в локальном объеме, поскольку не представляется возможным установить электроды по всему поперечному сечению трубопровода из-за увеличения динамического сопротивления потоку и, как следствие, повышения рабочего давления, а также рисков скопления парафинов и загрязнений на преградах движению. Однако измерение электрофизических характеристик в локальном объеме не соответствует интегральным по сечению и приводит к дополнительным погрешностям в определении обводненности. Теоретическая методика преобразования измеренных электрофизических характеристик в показателе обводненности использует значения электрофизических характеристик входящих в среду компонентов: воды, нефти и газа. При этом диэлектрическая проницаемость воды превышает диэлектрическую проницаемость нефти, примерно, в 40 раз, а диэлектрическую проницаемость газа более чем в 80 раз. Отличия удельной электропроводности соленой пластовой воды от удельной электропроводности нефти и газа еще более значительны. Поэтому для трехкомпонентного скважинного потока вода-нефть-газ теоретическая методика позволяет с высокой точностью определить только долю воды и суммарную долю нефти и газа, при этом разделить суммарную долю на долю нефти и долю газа с соответствующей точностью не представляется возможным. И как следствие, не представляется возможным с достаточной точностью определить показатель обводненности.

Давление двухфазного скважинного потока от забоя до входа в автоматизированную групповую замерную установку снижается от сотен до единиц атмосфер. При этом доля газовой фазы по мере движения существенно увеличивается за счет расширения газовой фазы, перехода легких углеводородов из жидкого в газообразное состояние и перехода растворенного газа в свободное состояние, что, как следствие, приводит к уменьшению доли жидкой фазы. Таким образом, доли воды, нефти и газа по длине трубопроводной системы являются переменными величинами и при низкой точности определения долей нефти и газа приводят к дополнительным погрешностям расчета обводненности, связанным с расположением точки контроля.

И удельная электропроводность водного компонента, и его диэлектрическая проницаемость существенно зависят от общей минерализации и, как следствие, плотности закачиваемой пластовой воды системы поддержания пластового давления (ППД), причем эта плотность по результатам долговременного контроля не является величиной неизменной как по скважине, так и по участкам месторождения. Уменьшение сопротивления первичного преобразователя в контролируемой среде и соответствующее увеличение его электрической емкости происходит и при увеличении обводненности и при увеличении плотности пластовой воды. Такое единообразное влияние этих двух факторов также является одной из причин недостаточной точности измерения обводненности скважинных потоков.

При длительной эксплуатации скважин углеводородный состав нефтяного компонента претерпевает изменения, приводящие, в свою очередь, к изменениям его электрофизических характеристик. Это означает, что изменение углеводородного состава может быть интерпретировано как изменение обводненности и, как следствие, приводит к дополнительной погрешности в измерении.

При контроле обводненности в потоке присутствующий в жидкой фазе растворенный газ изменяет электрофизические характеристики жидкой фазы, при этом количество растворенного газа в точке контроля - величина переменная от давления и исходного забойного количества. Изменение электрофизических характеристик потока, связанных с изменением концентрации растворенного газа, также приводит к дополнительной погрешности расчета обводненности. Лабораторный контроль пробы, взятой из потока, проводится в нормальных условиях после термообработки, то есть практически без растворенного газа.

При контроле обводненности в потоке присутствующие в нефтяном компоненте легкие углеводороды по мере снижения давления переходят из жидкого в газообразное состояние, изменяя количество нефтяного компонента и увеличивая долю газа. Лабораторный контроль пробы, взятой из потока, проводится при нормальном давлении, то есть без легких углеводородов. Эти отличия в контролируемых средах могут быть одной из многих причин недостаточной точности определения обводненности.

Таким образом, при контроле обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений должны быть учтены: зависимость компонентного состава потока по длине трубопровода из-за снижения давления; изменения во времени плотности пластовой воды и, как следствие, электрофизических характеристик водного компонента; зависимость удельной электропроводности водного компонента и его диэлектрической проницаемости от общей минерализации; изменения во времени состава нефтяного компонента и, как следствие, электрофизических характеристик нефтяного компонента; наличие растворенного газа; наличие легких углеводородов.

В свою очередь предлагаемое изобретение позволит устранить указанные выше недостатки и предложить способ и систему автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, которые обеспечат точный, устойчивый и постоянный контроль обводненности в процессе их эксплуатации с возможностью использования таких данных для поддержки принятия управленческих решений на предприятиях нефтедобычи. Данный технический результат достигается при использовании предложенных способа и системы автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений.

Предложенный способ автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов предусматривает (см. чертеж) измерение значений импедансных характеристик и температуры добываемого скважинного продукта и прогнозирование при помощи программируемых средств значений обводненности по выбранной математической модели, исходя из результатов перечисленных выше измерений. В отличие от аналогов выполняют непрерывное измерение комплексного сопротивления добываемого скважинного продукта, а также его действительной и мнимой составляющих на фиксированной частоте воздействия электрического поля с приведением измеренных значений комплексного сопротивления и его составляющих к нормальным (стандартным) условиям по температуре, например, 20°С и выполняют упомянутое прогнозирование. Первичный преобразователь размещают в области потока, занимаемой жидкой фазой, используя естественную поточную сепарацию. Предварительную калибровку средств контроля выполняют с использованием следующей рекомендуемой процедуры: останов контролируемой скважины, пауза длительностью не менее полутора часов для расслоения скважинного столба жидкости на участки с различной обводненностью и последующий пуск с отбором проб для проведения лабораторного контроля обводненности. Такая процедура калибровки позволяет получить данные по скважинному потоку с изменяющейся обводненностью в достаточно широком диапазоне, как правило до 15-20% и, как следствие, достаточную точность преобразования. По полученным результатам лабораторного контроля и соответствующим им по времени результатам автоматического контроля импедансных параметров потока определяют индивидуальную формулу преобразования и ее скважинные константы по выбранной математической модели (зависимости) с системным приведением к нормальным условиям. Такой формулой преобразования может служить, например, формула вида

$$W=A\times \left|Z\right|+B\times \left|Z\right|\times T+C/T+D$$ ,

где W - обводненность, %;

$$\left|Z\right|$$ - модуль комплексного сопротивления, Ом;

Т - температура, °С;

А, В, С, D - эмпирические скважинные константы соответствующих размерностей.

В процессе эксплуатации производится непрерывный контроль обводненности потока скважины по индивидуальной формуле преобразования.

Также выполняют периодический лабораторный контроль по пробам скважинного потока, например один раз в неделю или десять дней. Результаты лабораторного контроля вносятся в систему и на основе сравнения результатов автоматического и лабораторного контроля при необходимости производят автоматическую корректировку констант формулы преобразования с целью уменьшения погрешности автоматического непрерывного контроля. При изменениях плотности пластовой воды, плотности нефти или изменениях углеводородного состава скважинного потока проводят дополнительную калибровку средств контроля по вышеописанной процедуре с остановом скважины и отбором проб. Дополнительную калибровку также проводят в случае постоянной большой погрешности непрерывного контроля по сравнению с результатами лабораторного контроля.

Предложенная система автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений включает совокупность средств измерения в точке контроля импедансных характеристик и температуры добываемого скважинного продукта, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. В отличие от аналогов указанный автоматизированный контроль обводненности скважинных продуктов выполняют согласно перечисленным выше операциям способа.

В свою очередь, предложенные способ и система автоматизированного контроля обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений предназначены для организации непрерывного контроля показателя обводненности скважинного потока непосредственно в трубопроводной системе без сепарации, что в конечном итоге повысит эффективность нефтедобычи на месторождениях третей/четвертой стадий разработки. При этом эффективность определяется через расчет рентабельности по фактическим показателям количества добытой нефти с использованием данных непрерывного контроля обводненности вместо данных периодического разового, как правило, один раз в 7-10 дней. Нерентабельные скважины выводятся из эксплуатации, что с очевидностью позволяет снизить затраты на эксплуатацию.

При практическом осуществлении предложенного способа/работе системы автоматизированного контроля (см. чертеж) первичный преобразователь размещают в области потока, занимаемой жидкой фазой, с использованием естественной поточной сепарации. Первичный преобразователь размещается, как правило, вдоль потока в нижнем участке поперечного сечения горизонтального трубопровода возле устья скважины, причем вертикальные размеры его электродов не должны превышать высоты протекающей жидкой фазы. Такое расположение обеспечивает естественную поточную сепарацию. Горизонтальный размер и зазор между электродами первичного преобразователя определяются, исходя из оптимальности измеряемых параметров комплексного сопротивления среды, и составляют, как правило, величины порядка 10-30 мм и 5-12 мм соответственно.

Выполняют прямое непрерывное измерение комплексного сопротивления жидкой фазы среды на фиксированной частоте воздействия электрического поля с одновременным непрерывным измерением температуры добываемого скважинного продукта (с оперативностью не менее одного раза в несколько секунд). Комплексное сопротивление и его составляющие приводятся к нормальным условиям по температуре (20±5°С). Для этого массивы зарегистрированных мгновенных значений тока и напряжения первичного преобразователя, а также измеренные значения температуры по каждому каналу контроля от блока вторичных преобразователей передаются на программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. Для каждого из каналов контроля электрофизических параметров по массивам полученных данных рассчитывают значения комплексного сопротивления и его активной и реактивной составляющих.

По рассчитанным значениям комплексного сопротивления и его составляющих в соответствии с установленной эмпирической формулой преобразования, например, вида

$$W=A\times \left|Z\right|+B\times \left|Z\right|\times T+C/T+D$$ ,

где W - обводненность, %;

$$\left|Z\right|$$ - модуль комплексного сопротивления, Ом;

Т - температура, °С;

А, В, С, D - эмпирические скважинные константы соответствующих размерностей;

или другой, обеспечивающей меньшую погрешность контроля, определяется обводненность потока. Формула преобразования, индивидуальная для каждой скважины, формируется на основе предварительной калибровки на месте эксплуатации с определением индивидуальных скважинных констант формулы преобразования с системным приведением к нормальным условиям. Калибровка производится по следующей рекомендуемой процедуре: останов скважины (выключение насоса); пауза длительностью не менее полутора часов для расслоения столба жидкости в скважине; запуск скважины (включение насоса); непрерывный контроль комплексного сопротивления и периодический отбор проб для лабораторного анализа с использованием мерного пробоотборника и перенаправлением скважинного потока через байпасную линию в течение времени выхода на установившийся режим работы скважины; мерный пробоотборник используется, как правило, только при пусконаладочных работах, испытаниях и периодической поверке; лабораторный контроль каждой из проб с определением обводненности и плотности пластовой воды.

Формирование формулы преобразования осуществляют на основе реперных точек с различной обводненностью, обеспечиваемых расслоением скважинного столба в течение останова, и соответствующих им значений комплексного сопротивления. При формировании формулы преобразования также учитывают установленные эмпирические зависимости комплексного сопротивления компонентов среды от температуры. Такая методика с использованием результатов лабораторного контроля позволяет устранить влияния количества легких углеводородов, растворенного и свободного газа, плотности пластовой воды и углеводородного состава нефти, то есть индивидуальных характеристик скважины.

Контроль погрешности непрерывного контроля обводенности осуществляют периодическим отбором проб и проведением их лабораторного анализа (существующий российский нормативный регламент поскважинного учета добычи нефти устанавливает периодичность измерения дебита и обводненности не реже одного раза в десять дней). По результатам лабораторного контроля производят автоматическую корректировку скважинных констант. При недостаточной точности непрерывного контроля по сравнению с лабораторным, а также при изменениях плотности пластовой воды и углеводородного состава нефти производят повторную калибровку по вышеописанной процедуре. Поверка предлагаемой системы контроля обводненности с оценкой погрешности определения обводненности жидкой фазы потока осуществляется на месте эксплуатации, что существенно снижает ее стоимость владения за счет исключения затрат, связанных с необходимостью использования специальных дорогостоящих поверочных стендов, проведения связанных с поверкой монтажных работ и необходимостью резервного фонда технических средств. При этом оценка погрешности измерения производится более достоверно за счет учета индивидуальных особенностей эксплуатируемой скважины.

Таким образом, предложенные способ и система автоматизированного контроля обводненности и компонентного состава скважинных продуктов нефтяных месторождений, характеризуются

- измерением комплексного сопротивления и его составляющих вместо измерения удельной электропроводности и диэлектрической проницаемости;

- отказом от измерения давления и дебита (расхода);

- использованием эффекта внутренней естественной проточной сепарации;

- предварительной калибровкой по результатам лабораторного контроля на месте эксплуатации, позволяющей произвести настройку по индивидуальным характеристикам скважинного потока по фактическому значению плотности пластовой воды, углеводородному составу нефти и количеству легких углеводородов, количеству растворенного и свободного газа в жидкой фазе;

- постоянным контролем работы измерительной системы, сравнением с результатами периодического лабораторного контроля и автоматической корректировкой скважинных констант;

- повторной калибровкой по результатам периодического лабораторного контроля при изменениях плотности пластовой воды, плотности нефти и несовпадениях результатов непрерывного и лабораторного контроля.

То есть, предложены способ и система автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, которые обеспечат точный, устойчивый и постоянный контроль нефтяных месторождений в процессе их эксплуатации с возможностью использования таких данных для поддержки принятия управленческих решений на предприятиях нефтедобычи.

1. Способ автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, предусматривающий
измерение значений импедансных характеристик температуры в точке контроля добываемого скважинного продукта;
прогнозирование при помощи программируемых средств значений обводненности нефтеводногазового потока, а также содержания нефтяного и водного компонентов в жидкой фазе скважинного продукта по выбранной математической модели (зависимости), исходя из результатов перечисленных выше измерений, отличающийся тем, что
на фиксированной частоте воздействия электрического поля выполняют непрерывное измерение комплексного сопротивления добываемого скважинного продукта и его действительной (активной) и мнимой (реактивной) составляющих
с приведением измеренных значений комплексного сопротивления и его составляющих к нормальным (стандартным) условиям по температуре и
выполняют упомянутое прогнозирование.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первичный преобразователь размещают в области потока, занимаемой только жидкой фазой, используя естественную поточную сепарацию.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительную калибровку средств контроля выполняют при останове контролируемой скважины, причем определяют индивидуальные скважинные константы выбранной математической модели (формулы преобразования) с их системным приведением к нормальным условиям.

4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что с целью поддержания погрешности контроля на достаточном уровне выполняют периодический лабораторный контроль по пробам скважинного потока, вносят результаты лабораторного контроля в систему и выполняют автоматическую корректировку скважинных констант, исходя из результатов лабораторного контроля.

5. Способ по п. 2, отличающийся тем, что с целью поддержания погрешности контроля на достаточном уровне при изменениях плотности пластовой воды,
плотности нефти или изменениях углеводородного состава скважинного потока выполняют дополнительную калибровку средств контроля.

6. Система автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, включающая совокупность средств измерения характеристик электрического поля и температуры добываемого скважинного продукта, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля, отличающаяся тем, что
указанный автоматизированный контроль обводненности и компонентного состава скважинных продуктов выполняют согласно любому из пп. 1-5.