Компания Квалитет производит недорогие мультифазные бессепарационные влагомеры нефти, предназначенные для измерения объемной доли воды в потоке скважины без необходимости предварительной сепарации газа.

ВЛАГОМЕР  МИ713

Мультифазный влагомер нефтегазовых эмульсий

Более 5 лет

РАЗРАБОТКИ И ТЕСТИРОВАНИЯ

Будущее мультифазных измерений по доступной цене уже сегодня

читать далее

ПРИНЦИП РАБОТЫ ВЛАГОМЕРА

ПРИМЕНЕНИЕ ВЛАГОМЕРА:

- модернизация АГЗУ (в том числе АГЗУ Спутник)

- установка на куст скважин с целью контроля обводненности и замены инерционного контроля (ручного отбора проб) на автоматизированный с отправкой данных в АСУ ТП

- контроль работы скважины (сигнализация в случае возникновения внештатных ситуаций)

- установка в Блоки Контроля Обводненности

- контроль эффективности работы "периодических" скважин и корректировка схемы их работы

- контроль эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта

Технические характеристики Влагомера Квалитет МВНЭ.М.704

Схема подключения к кусту скважин

Схема подключения к одиночной скважине

(только для МИ07010ВНО и МИ0713)

Рекомендации по интеграции нашего влагомера в существующие схемы

 

            Все большее число месторождений вступает в позднюю и завершающую стадию разработки, характеризующуюся значительным снижением добычи нефти при резком росте обводненности продукции. Рост затрат на добычу нефти приводит к сокращению количества действующих скважин. С точки зрения экономики, нерентабельные скважины необходимо отключать или полностью выводить из эксплуатации. Мировой опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что обводненность скважинной продукции может служить косвенным показателем эффективности примененных технологических решений в процессе разработки месторождения. Своевременное определение фонда нерентабельных скважин, основанное на контроле обводненности, и проведение мероприятий по отключению или выводу из эксплуатации скважин, методов интенсификации добычи нефти, технических и технологических мероприятий с оценкой эффективности их использования будет способствовать снижению себестоимости добычи нефти и повышению конкурентоспособности нефтедобывающей компании.

            Мониторинг обводненности добываемой продукции нефтяных скважин непосредственно на устье, как элемент системы контроля и управления эксплуатацией скважин, приобретает особое значение, т.к. позволяет при ограниченных людских ресурсах обеспечить эффективную работу нефтяных промыслов в заданных режимах. Наличие достоверной информации о содержании в скважинной продукции долей нефти и воды позволяет оценивать предполагаемое количество добытой товарной нефти, судить об эффективности разработки продуктивного пласта и рентабельности эксплуатации скважины, принимать своевременно верные решения о начале ремонтных работ, производить оценку эффективности применения новых технологий и т. д.

            Чтобы сделать безошибочный вывод о необходимости отключения маржинальных скважин (высокообводненных и малодебитных) необходимо опираться на достоверные источники непрерывно поступающей информации об обводненности многофазной трехкомпонентной (нефть/газ/вода) скважинной продукции непосредственно в технологическом трубопроводе

Применение поскважинного непрерывного бессепарационного технологического контроля за обводненностью добываемой продукции скважин позволяет определить показатели, необходимые для решения следующих задач:

  • оперативный прогноз обводнения добываемой продукции по высокообводненному фонду скважин (Рис.8), с учетом применения технологических решений, таких как динамика ввода и выбытия обводненного фонда, планирование водоизоляционных работ и т.д.;

  • контроль достоверности результатов анализа проб продукции добывающих скважин;

  • оценка рентабельности работы добывающих скважин, находящихся на завершающей стадии.

Оперативный прогноз. Своевременная корректировка прогнозных значений обводнения добываемой продукции скважин позволит дать незамедлительную комплексную оценку эффективности применяемых решений по эксплуатации фонда добывающих скважин. Например, интенсивное выбытие добывающего фонда скважин на завершающей стадии разработки или применение технологий, увеличивающих фазовую проницаемость для нефти в призабойной зоне и т.п., требует корректировки динамики обводненности продукции с учетом технологии воздействия на эксплуатационный объект. Непрерывный контроль обводненности на скважинах месторождения позволяет определить текущий интегральный показатель фактической обводненности (линия 1, Рис.8), а также составить оперативный прогноз изменения показателя обводненности для месторождения на необходимый период времени (линия 2, Рис.8). На рисунке 8 а) линия 2 отображает прогноз значения обводненности продукции скважин без учета влияния применяемых технологий разработки. Внедрение технологий по уменьшению обводненности продукции скважин вводит поправки в прогноз.

 Контроль достоверности. Актуальной является проблема с несовпадением фактических значений объемов добываемой нефти с расчетными данными, основанными на результатах анализа проб продукции добывающих скважин. Проблема может крыться как в достоверности результатов анализа проб, так и в нарушении процедуры отбора проб. Определив причину несовпадения и исключив ошибку можно говорить о достоверности отчетных показателей разработки в месячных эксплуатационных рапортах (МЭР). Непрерывный мониторинг обводненности продукции добывающих скважин с помощью влагомера «Квалитет» ВМП.0702 (Рис.7) позволит исключить влияние человеческого фактора на достоверность расчетных значений объемов добываемой нефти и способствовать определению причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.

 Оценка рентабельности. По высокообводненному фонду скважин, оборудованных влагомерами, появляется возможность слежения за значениями обводненности, определяющими критерии маржинальности для вывода той или иной скважины из эксплуатации. Оценка рентабельности работы добывающей скважины проводится сравнением отпускаемой цены 1 тонны нефти и ее себестоимости.

Наиболее сложным и трудоемким при оценке рентабельности скважин является определение себестоимости добычи нефти, величина которой определяется на базе индивидуальных данных скважины (глубина, дебит нефти, способ эксплуатации, обводненность продукции) и усредненных по предприятию удельных затрат.

Информатизация нефтедобывающего производства. С другой стороны, по мере истощения нефтяной залежи особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, снижения значения обводненности, повышения нефтеотдачи пластов путем выбора оптимальных управляющих воздействий, оценки технологической эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий, продления жизненного цикла разработки месторождений, достижения экономической эффективности и другие. Одной из крупных нерешенных проблем информатизации нефтедобывающего производства является создание информационных систем с функциями мониторинга обводненности и поддержки принятия решений по управлению оборудованием нефтедобычи.

  • периодических во времени закачек вытесняющего агента - отборов пластового флюида;

  • организации поддержания пластового давления на залежах с низкопроницаемыми коллекторами с применением модульных кустовых насосных станций (МКНС);

  • полимерного заводнения пластов;

  • комплексное повышение нефтеотдачи пласта (ПНП) с закачкой потокоотклоняющих реагентов и ПАВ;

  • ПНП с применением водной дисперсии амбарных нефтешламов;

  • циклического воздействия на залежи;

  • водогазовое воздействие;

  • термогазовое воздействие;

  • низкочастотное вибросейсмическое воздействие.

Для контроля эффективности применения практически всех новых технологий необходим анализа статической (история скважины) и динамической (ее текущее состояние) информации с учетом действия внешних факторов. Например, технология циклического воздействия на пласт, позволяющая вовлечь в разработку остаточные извлекаемые запасы нефти предполагает оборудование технологической площадки добывающей скважины поточным многофазным влагомером и частотными регуляторами скорости вращения ротора погружного электродвигателя центробежного насоса. Циклическое воздействие на пласт меняет состав транспортируемой по колонне НКТ жидкости, контроль за составом которой возлагается на многофазный влагомер «Квалитет» ВМП.0702.

На основе информации о компонентном составе жидкой фазы продукции скважины, предоставляемой влагомером «Квалитет» ВМП.0702, и другой первичной информации становится возможным применить интеллектуальные методы обработки промысловой информации; внедрить перспективные технологические процессы, направленные на увеличение добычи нефти за счет автоматизации процессов на нефтяных промыслах; повысить нефтеотдачу пластов на высокообводненных месторождениях.

QUALITET

измерительные системы

ООО "Квалитет" ОГРН: 1117746506602

119435, Москва, Малая Пироговская 13с1

+7 495 252 01 33

info@qualitetsystem.ru