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.