Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией

Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией
Новость

24 декабря 2003, 15:44
Э. Тоски, Б.В. Ханссен, Д. Смит (Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия), Б. Теувени (Schlumberger, Кембридж, Великобритания) Эрик Тоски, Биргер Велле Ханссен, Джеральд Смит, Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия Бертран Теувени, Schlumberger, Кембридж, Великобритания Авторы признают вклады, сделанные в настоящую работу Жераром Сегералем, Денисом Питманом и Бруно Пинге из «Шлюмберже» В течение десятилетий добывающая промышленность стремилась изобрести систему, которая могла бы замерять дебиты всех скважинных флюидов

Э. Тоски, Б.В. Ханссен, Д. Смит (Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия), Б. Теувени (Schlumberger, Кембридж, Великобритания)

Эрик Тоски, Биргер Велле Ханссен, Джеральд Смит, Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия

Бертран Теувени, Schlumberger, Кембридж, Великобритания

Авторы признают вклады, сделанные в настоящую работу Жераром Сегералем, Денисом Питманом и Бруно Пинге из «Шлюмберже»

В течение десятилетий добывающая промышленность стремилась изобрести систему, которая могла бы замерять дебиты всех скважинных флюидов, не разделяя их на фазы, не используя движущиеся детали и не управляя процессом. Сложность возникающих при этом проблем огромна.

К настоящему времени многие из существующих проблем преодолены. Получены конкретные научно-практические решения, позволившие создать образцы многофазных расходомеров, обладающих всеми перечисленными функциями.

При разработке месторождения нефти замеры дебитов нефти, газа и воды производятся как минимум дважды. Замеряется то, что добыто, и то, что продано (или передано).

Замеры добычи обычно производятся на самом устье скважины или в непосредственной близости от него. Замеры проданной нефти или газа производятся на продуктовом трубопроводе или в непосредственной близости от него, обычно после разделения продукта на его составляющие.

Необходимость в измерении того, что продано или передано, очевидна. Меньшая согласованность во мнениях наблюдается в вопросе о том, по чему измеряется добыча. В большинстве стран, включая Россию, правительства требуют, чтобы измерялась добыча в качестве основы для определения величины налогов, платы за право разработки недр и прочих арендных платежей, но замеры извлекаемых продуктов служат и нескольким другим целям. Последние включают в себя слежение за величиной запасов, управление работой расположенных на поверхности установок, учет с целью предотвращения потерь, оптимизацию процесса добычи и планирование разработки месторождения.

Требования, предъявляемые к измерениям потоков, определяются нуждами конечных пользователей результатов измерений. В случае добычи ими являются инженеры-промысловики и эксплуатационники. В случае продажи товара конечными пользователями результатов измерений являются юридические лица или финансовые органы. Уровень приемлемой погрешности при измерении дебитов изменяется в широких пределах в зависимости от области их применения. Инженеры-промысловики могут быть довольны, когда относительная погрешность замеров дебита жидкости составляет 10%. Однако при смене собственника углеводородов финансовые органы обычно требуют, чтобы замеры дебитов нефти или газа осуществлялись с точностью до 0,5%. Поэтому средства измерения, способные удовлетворять таким требованиям, могут также сильно различаться. Для удовлетворения указанной точности экономичным способом измерительные приборы должны быть разными, причем уровень их сложности, стоимость и надежность должны соответствовать требующейся точности измерений.

Областью применения, касающейся инженеров-промысловиков и эксплуатационников, является испытание скважин, проводимое на устье скважины или на промысловом коллекторе. Полученные здесь данные по опробованию скважин используются для [1,2,3]:управления разработкой месторождения; диагностики процесса добычи; распределения извлекаемого из скважин продукта.

Для указанных выше целей величина (относительной) погрешности измерений, как правило, не должна превышать 10%. Традиционные способы измерения дебитов спроектированы таким образом, чтобы не выходить за указанный уровень. Методы измерения, используемые в настоящее время, практически не менялись в течение десятилетий. Замеры добычи все еще следуют тем же принципам, которые были заложены на заре развития нефтяной промышленности и заключались в том, чтобы разделять извлекаемый продукт на газовую, нефтяную и водяную фазы и замерять величину каждой фазы отдельно.

Хотя измерение добычи все еще осуществляется испытанным и проверенным способом, в настоящее время активно ведутся разработки новых и более совершенных способов измерения дебитов. Количественный скачок в данной технологии произошел после изобретения способа измерения многофазных потоков, представляющего собой способ измерения количеств газа, нефти и воды, находящихся в смешанном состоянии внутри напорного трубопровода.

Чтобы понять, каким образом это было достигнуто, дадим краткий обзор общепринятой методики измерений.

Измерения с помощью двух- и трехфазных сепараторов для пробной эксплуатации

Определение количества добываемого продукта на устье скважины почти повсеместно в добывающей промышленности производится путем замера сепарированных жидкостей и газа с помощью обычных однофазных измерительных приборов, устанавливаемых на выпускных трубах для газа, нефти и воды двух- или трехфазных сепараторов. В России эти установки, называемые в обиходе «спутниками» и являющиеся аналогами используемых за рубежом «сепараторов для пробной эксплуатации», располагаются на большинстве промыслов и соединены посредством коллектора или распределительного крана с несколькими скважинами.

Чтобы получить надежный замер добычи с помощью тестового сепаратора, прежде всего требуется эффективно отделить газ от жидкости и в большинстве случаев осуществить последующее отделение воды от нефти. На промыслах, где условия эксплуатации, дебиты, отношения газ-жидкость и вода-жидкость изменяются, как правило, наблюдается плохое разделение фаз, что приводит к снижению точности замеров отдельных фаз. Большинство расходомеров не терпит присутствия загрязнений другими фазами. Более того, промысловые сепараторы зачастую не снабжены многоступенчатыми или дублирующими измерительными системами, поэтому любой «переброс» или «недоброс» неправильной фазы в измерительный прибор не выявляется и не определяется количественно.

Кроме проблем, связанных с разделением фаз, сепараторы для пробной эксплуатации, используемые в качестве измерительных приборов, содержат в себе великое множество источников ошибок, включая калибровки, механическое повреждение, проблематичное состояние флюидов, коррозию, потоки твердых частиц и человеческие ошибки.

Все это приводит к тому, что, просто взглянув на результаты измерений с помощью пробного сепаратора, нельзя быть уверенным в том, что измерения имеют представительный характер.

Аналогично обстоит дело и с решениями. Для получения замеров высокого качества необходимо располагать находящимися в хорошем состоянии и часто подвергаемыми калибровке измерительными приборами, а также хорошо обученными специалистами-промысловиками.

Трудности, связанные с решением указанных проблем, состоят в том, что для любой организации экономичное управление данным процессом является весьма сложной задачей. В результате неизбежно приходится либо выполнять дорогостоящую программу пробной эксплуатации, либо производить измерения с неизвестной точностью.

Эволюция измерений многофазных потоков

Окончательное решение проблемы измерения добычи на устье скважины состоит в замене сложной системы сепарации и измерения на прочное многофазное устройство, работа которого основана на надежном принципе измерений, а само оно требует минимального или вообще никакого технического ухода. Такое устройство представляет собой «чашу Грааля» для измерения добычи. В течение десятилетий добывающая промышленность стремилась изобрести систему, которая могла бы замерять дебиты всех скважинных флюидов, не разделяя их на фазы, не используя движущиеся детали и не управляя процессом. Сложность возникающих при этом задач огромна. Наиболее сложной из них является попытка просто понять гидромеханику трехфазного потока в трубе при всевозможных условиях течения.

Начиная с 1984 г. корпорация «Шлюмберже» проводит научные исследования, наблюдает и моделирует многофазные потоки, а также конструирует, оценивает и проводит полевые испытания устройств для измерения многофазных потоков. Было испытано множество различных конструкций, но наибольшее применение в производстве получили методики измерений, основанные на взаимной корреляции и на изучении ядерных процессов в трубке Вентури. Возможности обеих указанных методик были исследованы на петлевых потоках и при промысловых испытаниях. Результаты исследований обобщены в настоящей статье.

Разработка на основе кросс-корреляции

Первые работы корпорации Шлюмберже в области многофазного опробования скважин были проведены в 1995 году при опробовании нескольких скважин на Ближнем Востоке. В этих работах был использован прототип многофазного расходомера, основанный на принципе кросс-корреляции. Суть способа кросс-корреляции при измерении многофазного потока заключается в производстве двух последовательных замеров в точках, расположенных вдоль трубы на фиксированном расстоянии одна от другой. В соответствии с данной методикой нужно обнаружить возмущение потока, проходящее мимо обеих точек замера, и затем рассчитать функцию кросс-корреляции откликов с целью определения времени пробега флюида через данное расстояние. Таким путем можно найти скорость распространения некоторой компоненты многофазного потока и затем использовать найденную величину для оценки дебитов жидкой и газовой фаз. Хотя по некоторым скважинам были получены хорошие результаты, успех достигнут не повсеместно и он был непредсказуем.

На рис. 1 отмечаются несколько точек, в которых существуют значительные расхождения между дебитами жидкости, измеренными с помощью эталонного сепаратора для пробной эксплуатации, и дебитами, полученными с помощью многофазного расходомера, работающего по принципу кросс-корреляции. Главная причина указанных расхождений связана с тем, что изменения режима течения, вызванные небольшими изменениями условий потока (давления, температуры, проходного сечения штуцера), оказывают большое влияние на модель интерпретации функции взаимной корреляции.

Однако большие трудности были вызваны тем, что замеры дебитов в некоторой скважине, выполненные в какой-то день и характеризующиеся допустимой погрешностью, могли не повториться в той же скважине, испытанной несколькими днями позже. При этом расхождения выходили за пределы допустимой точности измерений. Фактически оказалось невозможным точно предсказать, когда подобные расхождения возникнут вновь. Это означает, что измерение взаимной корреляции зависит от режима течения.

Практически из всех нефтяных и газовых скважин на поверхности добывается как минимум двухфазный поток, состоящий из нефти или конденсата и газа. Очень часто, особенно на поздних стадиях эксплуатации, вместе с углеводородами добывается вода. Это означает, что почти из каждой эксплуатируемой скважины в мире на поверхность изливаются или будут изливаться три фазы флюидов. Измерение трех отдельных дебитов перемешанных между собой фаз без их предварительного разделения представляет собой невероятно трудную задачу. В этой задаче шесть неизвестных, а именно: Vгаз, Vнефть, Vвода, Агаз, Анефть и Авода, где через V обозначена скорость, а через А — отношение площади к задержке. Флюиды не всегда разделены между собой, что еще больше усложняет задачу. Флюиды перемешаны, превращены в эмульсию, в них образуются завихрения, они болтаются взад-вперед — и вся эта картина меняется каждую секунду.

Известно, что на поверхности режим истечения флюидов из нефтяных и газовых скважин не является непрерывным и однородным. Режим истечения продукта изменяется в соответствии со скоростью перемещения и объемом жидкости и газа, характерными для конкретного сочетания давления и температуры. В результате испытания многофазных расходомеров в промысловых условиях в течение нескольких лет мы также убедились в том, что режим истечения не поддается надежному прогнозированию. Если добываемый из скважины продукт многофазный, существует вероятность того, что скважина будет эксплуатироваться почти при всех режимах течения. Например, когда крупный газовый пузырь выходит на поверхность через движущийся столб газированной жидкости, то пузырьковый режим течения последовательно изменяется на глобулярный, туманный или кольцевой (включая обратный кольцевой режим течения), взбалтывающий и снова на пузырьковый. Мы убедились в том, что многофазный расходомер должен действовать при всех режимах течения и реагировать на высокочастотные изменения параметров потока. Он не должен работать только при каких-то определенных режимах течения и не работать при других. Последнее условие оказалось особенно трудно выполнить при использовании методики измерений, основанной на взаимной корреляции, так как в отсутствие различимых возмущений в потоке, что характерно для случая однородного течения, измерение скорости становится весьма неточной процедурой.

Второй трудной задачей, с которой столкнулась методика взаимной корреляции, явилось то, что в скважинах часто происходят смены непрерывных фаз, например, непрерывный поток нефти сменяется непрерывным потоком воды. Подобная смена непрерывной фазы потребовала найти новый ряд решений, причем решение для диапазона внутри и вокруг указанных смен фаз оказалось неопределенным. Неспособность начальных версий прибора обеспечить надежные замеры во всех случаях привела к отказу от использования методики взаимной корреляции и к продолжению научных и технических исследований с целью разработки нового метода измерения параметров многофазного потока.

Двойная энергетическая характеристика — разработка на основе трубки Вентури

Осознание потребности в надежной методике измерений привело к пониманию того, что поведение потоков и физика измерений являются отдельными вопросами, которые нуждаются в независимых друг от друга решениях. Такое понимание вызвало разработку новых способов измерения многофазных потоков и глубокую оценку возможностей всех применяемых в промышленности многофазных расходомеров.

Была выполнена проверка на петлевых потоках нескольких концепций многофазных измерений как собственными силами корпорации, так и в рамках совместного промышленного проекта («Мультипоток как проблема промысловой приемлемости I и II», Национальные технические лаборатории, Шотландия), осуществляемого в сотрудничестве с четырнадцатью нефтяными компаниями.

Результаты проведенных анализов и опытов [7] вместе с собственными научными исследованиями и техническими разработками привели к выводу, что использование двойных энергетических спектральных характеристик гамма-излучения совместно с трубкой Вентури наилучшим образом решает задачу получения при работе на нефтяных промыслах надежных замеров параметров многофазных потоков, не прибегая к предварительной сепарации.

В 1998 году программа разработки многофазных расходомеров, осуществляемая корпорацией «Шлюмберже» (ее описание дано в [8]), была объединена с проводимыми в течение 10 лет компанией Framo Engineering, AS исследованиями стационарных систем измерения многофазных потоков, основанных на использовании двойной энергии и трубок Вентури (изложенными в [9-12]), и образовано совместное предприятие под названием 3 Phase Measurements, AS. Данное объединение привело к окончательному оформлению технологии измерений, основанной на использовании двойных энергетических спектральных характеристик гамма-излучения и трубки Вентури и сокращенно называемой «технологией Vx». Правомерность принятой концепции была подтверждена на различных петлевых потоках и проверена испытаниями на промыслах с применением прототипов [8,9]. При полевых испытаниях особое внимание уделялось флюидам с очень большой вязкостью, когда приходилось учитывать влияние вязкости на обычное уравнение Вентури. Результаты испытаний расходомера Vx на петлевых потоках и промыслах подтвердили сделанное корпорацией «Шлюмберже» заключение о том, что в настоящее время более надежные автономные измерения добываемых потоков можно получать с помощью многофазных расходомеров, а не пробных сепараторов.

Двойная энергетическая характеристика — способ измерения с помощью трубки Вентури

Способ измерения, основанный на использовании двойных энергетических характеристик и трубки Вентури, совмещает трубку Вентури с измерениями двойной спектральной плотности энергии гамма-излучения (известными также под названием «радиоденситометрия»). Измерительная секция прибора изображена на рис. 2. Она состоит из двух главных элементов:трубки Вентури с датчиками давления, температуры и дифференциального давления: детектора гамма-излучения, работающего по принципу двойной энергетической спектральной характеристики и расположенного в месте сужения трубки Вентури, а также радиоактивного химического источника.

Перепад давления между входом в трубку Вентури и местом ее сужения используется для расчета полного дебита, т.е. точно таким же образом, как это делается при использовании традиционных однофазных расходомеров Вентури. Замеры давления и температуры используются для оценки свойств флюидов в условиях выкидной линии. С помощью измерителя гамма-излучения производится определение долей нефти, воды и газа, а также плотности смеси. Дебиты отдельных фаз рассчитываются путем перемножения общего дебита массы на массовую долю фазы.

Многофазные расходомеры, основанные на использовании двойных энергетических характеристик и трубок Вентури, продолжали развиваться с момента их промышленного внедрения в 1994 году компанией Framo Engineering. В результате их широкого применения на промыслах и продолжающегося технического совершенствования значительно повысилась надежность работы расходомеров и улучшились их эксплуатационные характеристики. Нами были определены количественные требования к эксплуатационным характеристикам и достигнуто понимание тех последствий, к которым приводят плохие разрешающая способность и долгосрочная устойчивость спектрального детектора гамма-излучения, являющегося основной деталью многофазного расходомера. Для целей измерения параметров многофазных потоков был разработан специальный ядерный детектор. При этом был использован сорокалетний опыт корпорации «Шлюмберже» в области проектирования и изготовления пространственных ядерных детекторов. Результаты испытаний на петлевых потоках и на промыслах, полученные в первые годы применения многофазных расходомеров, позволили создать детектор, обладающий превосходными характеристиками в отношении устойчивости его работы и разрешающей способности.

При замерах двойной спектральной плотности энергии гамма-излучения используется одиночный химический радиоактивный источник, который испускает гамма-лучи различной энергии. Сцинтилляционный детектор, расположенный на противоположной стороне, обнаруживает те гамма-лучи, которые не были поглощены смесью, протекающей через трубку Вентури. Фотоумножитель преобразует импульсы света в электрические сигналы, которые затем обрабатываются в цифровом виде. Детектор регистрирует интенсивность гамма-излучения и энергетический уровень каждого гамма-луча, строя полный спектр энергии, излучаемой источником. Источник выделяется, так как он обладает значительным естественным энергетическим пиком в определенных диапазонах. Примененная технология была специально заимствована из ядерных измерений, которые были разработаны для проведения тросовых и каротажных исследований во время бурения. В результате была достигнута высокая скорость обработки данных.

Степень затухания гамма-излучения под воздействием флюидов измеряется на двух разных энергетических уровнях. Кросс-плот, построенный по результатам измерения интенсивности излучения, образует основу для определения долей нефти, воды и газа в смеси. Степени затухания в смеси на двух энергетических уровнях сравниваются со степенями затухания, создаваемыми чистыми нефтью, водой и газом. Из проведенного сравнения можно получить ряд параметров, например доли флюидов (жидкости, газа, нефти и воды), отношение вода-жидкость (ОВЖ) и плотность смеси.

Интенсивность высокоэнергетического излучения связывается преимущественно с плотностью смеси, а интенсивность низкоэнергетического излучения зависит как от состава, так и от плотности флюида, и таким образом реагирует на отношение вода-жидкость. Поскольку влияния ОВЖ и плотности смеси на указанные выше два затухания объединяются, многофазный расходомер решает данную систему уравнений относительно задержек нефти, газа и воды.

Визуальная интерпретация решения представлена на рис. 3, где вершинами треугольника решений являются величины однофазного затухания. Пример рабочей точки показан для объемов долей газа (ОДГ) и ОВЖ, равных 50%. Углы треугольника решений соответствуют одиночным фазам. Такой треугольник можно нарисовать на плоскости затуханий. Линии постоянных ОДГ параллельны водонефтяной прямой, а линии постоянных ОВЖ пересекаются в газовой точке. Свойства флюида определяют положение вершин треугольника решений. Дополнительные сведения о расходомерах, использующих двойную спектральную плотность энергии гамма-излучения и трубку Вентури, можно найти в статьях [13].

Общий массовый дебит сначала рассчитывается по плотности смеси, полученной по данным гамма-денситометрии и перепаду давления (за вычетом поправок за устье). Коэффициент расхода при истечении из трубки Вентури находится как функция числа Рейнольдса жидкости с последующим учетом многофазности потока. Задержка газа преобразуется в значение массовой доли газа посредством закона скольжения, полученного в результате гидромеханического моделирования и подтвержденного опытными данными. Коэффициент скольжения газа относительно жидкости является функцией доли газа, отношения плотностей жидкости и газа, и вязкости жидкости (эффект последнего фактора пренебрежимо мал при вязкостях меньших 10 сп в условиях трубопровода). Плотности нефти, воды и газа известны из модели соотношения давление-объем-температура. Вязкость жидкости оценивается по вязкости нефти. ОВЖ и точка инверсии нефть-вода находятся способом, описанным в статье И.Аткинсона и др.

Надежность измерений определяется прежде всего стабильностью измерений с помощью трубки Вентури. Однако достигнутый с помощью технологии Vx уникальный уровень точности всецело определяется точностью измерения долей. В случае стационарных систем долговременная устойчивость процесса измерения долей играет существенную роль в получении гарантированно свободных от дрейфа замеров объемных долей газа и отношений вода-жидкость. Широко известно, что эксплуатационные характеристики промышленных ядерных детекторов, работающих в суровых условиях, ухудшаются очень медленно. На рис. 4 демонстрируется свойство устойчивости рабочих характеристик традиционных детекторов. Ухудшение выходного сигнала на аноде фотоумножителя свидетельствует о характере устойчивости работы детектора. Оно приводит к снижению измеряемой детектором скорости счета. Подобное уменьшение скорости счета может интерпретироваться как уменьшение ОДГ и увеличение ОВЖ, что влечет за собой ошибочное определение дебитов газа, жидкости, воды и нефти.

Указанные эффекты длительного действия усиливаются при повышении температуры. Для проведения ядерного каротажа при высоких температурах были разработаны спектральные детекторы гамма-излучения, рассчитанные на 175°С. Многофазные расходомеры устанавливаются на дневной поверхности или на дне моря и подвергаются воздействию температур в диапазоне от температуры окружающего воздуха до 70°С. Демонстрируется высокая устойчивость работы специальных детекторов Vx, используемых в многофазных расходомерах, основанных на измерении двойной спектральной плотности энергии гамма-излучения, при температурах 175°С и 90°С. Работа при 90°С ясно указывает на не имеющий себе равного уровень устойчивости, который гарантирует долговременное выполнение ядерных измерений. Детектор установлен на боку секции Вентури и поэтому работает при температуре намного ниже температуры протекающей мимо жидкости, гарантируя высокую устойчивость ядерных измерений во времени.

Использование измерений многофазных потоков для совершенствования управления эксплуатацией

После того, как нефтедобывающая промышленность потратила к настоящему времени сотни человеко-лет на проведение научных исследований, технических разработок, проверок и полевых испытаний, и уже более десяти лет, как занимается промышленным внедрением своих разработок, стоит призадуматься и дать оценку своим свершениям. Удалось ли нам наконец «раскрыть код» многофазных потоков? Понять их скрытый смысл? Заставит ли появление многофазного расходомера переписать учебники по вопросам проектирования процесса опробования эксплуатационных скважин? И понять, куда нам нужно двигаться далее? Находимся ли мы на грани революции в области управления скважинами и разработкой месторождений?

Ответы на поставленные выше вопросы начинают возникать в головах тех, кто использует замеры параметров многофазных потоков. Некоторые нефтяные [5, 6, 17] компании продемонстрировали преимущества многофазных расходомеров над пробными сепараторами при использовании их на промыслах. В дополнение к вопросам качества данных были отмечены улучшения в деле обеспечения безопасности работ и материально-техническом снабжении, а также сокращение продолжительности пробных измерений. В настоящее время разрабатываются новые методики эксплуатации с помощью закачки азота через гибкие НКТ, оптимизации газлифтной эксплуатации, оценки качества вскрытия пласта и разработки залежей, в которых используются уникальные преимущества измерения параметров многофазных потоков.

В России многофазные расходомеры используются для нескольких целей. Со времени их появления в России более чем год назад передвижные расходомеры эффективно использовались для таких целей, как:опробование скважин в тех случаях, когда имеющиеся расходомеры были неисправны или имели другой размер; калибровка имеющихся расходомеров; ревизия промыслового оборудования, включающего расходомеры, сепараторы и задвижки, с целью составления перечней работ по техническому обслуживанию; оптимизация режима работы электрических погружных насосов (ЭПН); распределение по скважинам добываемых количеств воды, нефти и газа.

Постоянные многофазные расходомеры также находят свое применение в России. В одном хорошо известном случае многофазный расходомер заменил традиционное оборудование для пробной эксплуатации и используется для проведения плановых опробований и распределения добываемой продукции по отдельным скважинам. В другом случае планируется установить многофазные расходомеры на морской и сухопутной частях России, включив их в систему обнаружения утечек из эксплуатационного трубопровода.

Ценность более качественных замеров потока можно легко показать на примере принятия решения о проведении операций для увеличения дебита скважины. Часто решения о замене насосов, установке на ЭПН привода для обеспечения переменной скорости вращения, гидроразрыве пласта и проведении других операций принимаются на основе того, что после их проведения ожидается рост добычи нефти. Чтобы рассчитать представительную картину притока в скважину, необходимо располагать правильными значениями дебитов. Неправильные данные о дебитах могут привести к тому, что операции по увеличению дебита скважины окажутся неэффективными, вложенные средства пропадут зря, насосы преждевременно выйдут из строя (в случае выдачи завышенных значений дебитов) или произойдет замедление добычи (скважины станут недодавать продукцию) в результате недооценки потенциала скважин (вследствие занижения значений дебитов). Нередки случаи, когда промысловые расходомеры ошибаются на 30% и более. В некоторых случаях потенциальные выгоды от замены неправильного решения, основанного на ошибочных данных о потоке, на правильное решение, основанное на точных данных о потоке, весьма заметны.

При принятии решения относительно продолжения работ с использованием либо традиционных, либо многофазных замеров добываемого продукта может существовать некоторый компромисс. Применение многофазных расходомеров пока не является таким решением всех задач, приняв которое можно больше ни о чем не думать. Но все же их использование доказывает, что они являются эффективным решением проблемы получения измерений при опробовании скважин во многих случаях. Практика управления добычей извлекает выгоду как из более качественных измерений, так и из более глубокого взгляда на нужды измерений и решения. В любом случае многофазные измерения занимают прочные позиции в будущем управления эксплуатацией.

Литература

1. Экономидес М.Дж., Хилл А.Д., Элиг-Экономидес К., Системы добычи нефти. Прентис Холл, Инглвуд Клиффс, Нью-Джерси, 1994.

2. Мехдизаде П. Многофазные расходомеры, Сб. докл. Межд. конференции инженеров-промысловиков Харта, май 1998 г., стр. 63-70.

3. Мехдизаде П., Пери Д.Т., Роль опробования скважин в распознавании замедления доходов от добычи, Сб. докл. инженерно-технической конференции по энергии ASME, 4-6 февраля 2002 г. статья ETCE2002/MANU-29105, Хьюстон, Техас.

4. Хаммер Э.А., Йохансен Г.А. Основные принципы многофазных измерений — преимущества и недостатки, свойства и возможности. Труды конференции «Multiphase ‘97», Канны, 18-20 июня 1997 г. BHR Group Publ. No.24, MEP, IABN 1 86058 089 0 601-608.

5. Мусс Э.А., Тоски Э.Д., Баскул С.Дж.Ф., Норрис, Р.Дж. Добавленная стоимость многофазных расходомеров при опробовании разведочных скважин. Статья ОТС 13146, Сб. докл. Морской технологической конференции, 30 апреля-3 мая 2001 г., Хьюстон, Техас.

6. Сантамария Н., Опробование скважин под ключ: успешное измерение модальности в Мексике. Сб. докл. 17-го Международного семинара по измерениям потоков в Северном море. Осло, Норвегия, 1999.

7. Уиттейкер Т., Кингхорн Ф.К., Патон В. Характеристика работы многофазных расходомеров (Agar MPFM-301, MFILP, Fluenta MPFM 1900VI и FRAMO MFM) при измерениях нефти/воды/газа. Окончательный отчет. Совместный промышленный проект. Национальные технические лаборатории, г. Глазго, Великобритания, 1996.

8. Аткинсон И. и др. Многофазные расходомеры нового поколения, созданные фирмами Schlumberger и Framo Eng. AS. Сб. докл. 17-го Международного семинара по измерениям потоков в Северном море, Осло, Норвегия, 1999.

9. Торкилдсен Б.Г. и др. Практические соображения, касающиеся многофазных измерений скважинных потоков. Семинар по измерениям потоков в Северном море, 1996.

10. Ширз А.М. Применение способов, основанных на многократном поглощении энергии гамма-излучения (MEGRA) для измерения многофазных потоков. 4-я Международная конференция по многофазным технологиям, Лондон, 1998.

11. Леттон В., Сварен Дж., Конорт Дж. Опыт использования многофазных расходомеров сбоку на устье скважины и под водой, статья SPE 38783. Ежегодная техническая конференция и выставка SPE. г. Сан-Антонио, Техас, 5-6 октября 1997.

12. Торкилдсен Б.Г., Олсен А.Б. Испытания прототипа многофазного расходомера марки Framo. Семинар по измерениям потоков в Северном море, Глазго, Шотландия, 1992.

13. Абуелвафа М.С.А., Кендалл Э.Дж.М. Измерение долей компонентов в многофазных системах с помощью затухания рентгеновских лучей. J. Phys. E: Sci. Instrum. 1980, том 13, стр. 341-345.

14. Тейвени Б., Питон Дж.Ф., Лойк О., Сегераль Г. Мировой промысловый опыт проведения мобильных опробований скважин с помощью многофазных расходомеров. Статья ETCE2002/PROD-29039. Сб. докл. инженерно-технической конференции по энергии ASME, 4-6 февраля 2002, г. Хьюстон, Техас.

15. Фальконе Г. Измерение многофазных потоков: современные тенденции и будущие разработки. Статья SPE 71474, Сб. докл. Ежегодной технической конференции SPE, г. Новый Орлеан, США, 30 сентября-3 октября 2001 г.

16. Тейвени Б., Мехдизаде П. Использование многофазных расходомеров для распределения продукта и финансов по скважинам. Статья SPE 76766. Сб. докл. Совместного собрания западной региональной секции SPE и тихоокеанской секции AAPG, г. Анкоридж, Аляска, 20-22 мая 2002 г.

17. Мус Э.А., Тоски Э.Д., Баскуль С.Дж.Ф., Барбер Э.К. Разработка повышения качества опробования скважин с помощью многофазных расходомеров. Статья SPE 77769. Сб. докл. Ежегодной технической конференции SPE г. Сан-Антонио, США, 29 сентября-2 октября 2002 г.

Found a typo in the text? Select it and press ctrl + enter