Как найти обводненность нефти

Прогнозирование обводнённости скважин с помощью методов машинного обучения

Привет Хабр! По основной профессии я инженер по разработке нефтяных и газовых месторождений. Я только погружаюсь в Data Sciense и это мой первый пост, в котором хотел бы поделиться опытом применения машинного обучения в нефтяной сфере.

Предсказание добычи скважинами нефти и газа является одним из самых важных в нефтяной и газовой промышленности. Без обоснованного прогноза добычи невозможно принимать решения о рентабельности проектов, капитальных вложениях, бурении новых и операционном планировании эксплуатации существующих скважин.

В данной статье я хочу поделиться опытом создания модели машинного обучения применительно к нефтегазовой сфере. Цель построения модели была предсказать один из параметров работы скважин и проверить способность модели предсказать обводнённость существующих скважин и скважин, которые планируется пробурить (кандидаты на бурение).

Данные по добыче фактически являются временными рядами, что предполагает построение более сложной модели. С целью упрощения и ускорения было принято решение строить модель на конкретно выбранную дату.

Обзор: как прогнозируют добычу нефти и газа

В настоящий момент кроме классического аналитического способа оценки (эксель + метод матбаланса) общепринятым является построение геологической (статической) и гидродинамической (динамической) моделей, на основе которой принимаются решения.

Геологическая модель строится на основе скважинных данных (обычно с использованием сейсмики). В начале строится трехмерная сетка (каркас) продуктивных пластов. Далее каждой ячейке сетки присваивают такие свойства породы как пористость, проницаемость, водо- нефте- газонасыщенности, давление и прочие.

После этого на основе статической модели рассчитывается динамическая модель, которая отличается от геологической тем, что она рассчитывает как вышеуказанные параметры ячеек меняются во времени в зависимости от того сколько добывают скважины и наоборот. Динамическая модель помогает ответить на вопрос где бурить новые скважины и сколько возможно добыть нефти.

Гидродинамическая модель в 3D представлена на самой первой картинке (выше).

Недостаток подхода с построением полноценной гидродинамической модели в том, что на постройку модели нужно очень много времени (от нескольких месяцев до года и даже больше). Это зависит от количества скважин и имеющихся данных по месторождению. Более того, построенная гидродинамическая модель является сложной системой с высокой чувствительностью к входным данным. Поэтому любая некорректность в данных может привести к неверным результатам. Это не удивительно. Протяжённость месторождений достигает десятков километров. А типичный диаметр скважин находиться в пределах 10 — 15 см. Скважины в свою очередь, пробурены на глубины порядка 3-х километров и на расстояниях 250 — 1000 метров друг от друга. Таким образом, модель строится по крайне ограниченном данным, которые можно охарактеризовать как «точечные уколы».

Обычно скважину представляют себе как дырку в земле. Это не совсем так. Классическое определение скважины звучит так. Скважина — это цилиндрическая горная выработка, длинной многократно превышающей её диаметр. Типично — это 3-х километровое (бывает конечно и больше, бывает и меньше) отверстие в которую спущены несколько вложенных друг в друга колонн обсадных труб (для предотвращения обвалов). Пространство между колоннами обсадных труб и горной породой для герметичности цементируется. На поверхности устанавливается фонтанная арматура, которая герметизирует скважину от окружающей среды.

Скважины бурят не только для добычи нефти и газа. Через скважины получают подавляющее большинство данных о недрах.

Скважинные данные включают в себя:

• данные полученные при спуске приборов в скважину (например давление, температура, глубина нефте/газо-насыщенного пласта, кажущееся сопротивление породы, радиоактивность и прочие..),

• замеряемые на поверхности — количество добываемых нефти, газа и попутной воды, их состав.

По типу основного добываемого флюида скважины можно разделить на нефтяные и газовые. В данной статье рассматриваются нефтяные скважины. Это значит, что на поверхности мы получаем нефть с растворённым в ней газом и попутную воду. Как правило в начале эксплуатации скважин добывается чистая нефть, но позже скважина обводняется и доля воды увеличивается. Когда доля воды увеличивается, а доля нефти уменьшается до определённого предела — скважина перестаёт быть рентабельной и её останавливают. Обводнённость выражают в процентах и рассчитывают как отношение количества добытой воды к добытой жидкости т.е. Qнефти/(Qнефти + Qводы)*100%

Типичный профиль добычи нефти во времени (в данном случае по годам) выглядит вот так:

Построение модели

Входными данными для обучения модели были выбраны следующие параметры скважин:

• Cum oil: накопленная добыча нефти

• Days: количество дней работы скважины (до момента обводнения (и её остановки по нерентабельности) или до текущего момента в случае если скважина в работе).

• In prod: скважина в работе/остановлена по обводнению

• Q oil: текущий дебит нефти

• wct: текущая обводнённость

• Top perf: глубина верха интервала перфорации — глубина верха и низа

• Bottom perf: глубина низа интервала перфорации

• ST: 0 — основной ствол скважины, 1 — боковой ствол

• x, y: координаты скважины

Импортируем необходимые библиотеки

import numpy as np
import pandas as pd
import matplotlib.pyplot as plt
%matplotlib inline
%config InlineBackend.figure_format = 'svg'
import pylab
from pylab import rcParams
import plotly.express as px
import plotly.graph_objects as go

from sklearn.model_selection import train_test_split
from sklearn.ensemble import RandomForestRegressor
from sklearn.metrics import r2_score as r2, mean_absolute_error as mae, mean_squared_error as mse, accuracy_score
from sklearn.metrics.pairwise import euclidean_distances

Загружаем исходные данные на определённую дату из экселя и визуализируем датафрейм.

data_path = 'art_df.xlsx'
df = pd.read_excel(data_path, sheet_name='artificial')
df

Проверяем местоположение скважин — строим карту местоположений скважин. В данном случае это карта забоев (нижних точек окончаний скважин).

ax = df.plot(kind='scatter', x='x', y='y')
df[['x','y','Well']].apply(lambda row: ax.text(*row),axis=1);
rcParams['figure.figsize'] = [11, 8]

В процессе построения модели было выявлено, что загрузка координат скважин в модель «как есть» работает неплохо. Но значительное улучшение качества модели происходит если трансформировать координаты в матрицу расстояний между скважинами. Таким образом мы даём возможность алгоритму сразу распознать, что ближайшие скважины имеют больший вес, чем удалённые.

Конструирование признаков

Рассчитываем матрицу евклидовых расстояний между скважинами из их координат.

distance = pd.DataFrame(euclidean_distances(df[['x', 'y']]))
distance

Извлекаем список имён скважин. Присваиваем имена скважин колонкам матрицы расстояний.

well_names = df['Well']
distance.columns = well_names

Объединяем датасет параметров работы скважин с матрицей расстояний между скважинами. Таким образом в датасет добавляем новый признак — удалённость, который является весом скважин друг на друга.

df_distance = pd.concat([df.drop(['x', 'y'], axis=1), distance], axis=1)
df_distance

Проверка модели

Ввиду малого количества данных протестируем модель методом слепого тестирования. Создаём тренировочный дата сет, удаляя из него скважины, выбранные для теста и прогноза

df_train_1 = df_distance.drop([12, 13, 14, 15], axis=0)
df_train_1

Создаём тестовый датасет

df_test_1 = df_distance.loc[[12, 13]]
df_test_1

Создаём тренировочный DataFrame признаков X_1. Удаляем категорийный признак (имя скважины) и предсказываемое значение wct.

x_1 = df_train_1.drop(['Well', 'wct'], axis=1)
x_1

Создаём тренировочный вектор целевых значений y_1

y_1 = df_train_1['wct']

Создаём тестовый вектор целевых значений y_test_1

y_test_1 = df_test_1['wct']

В качестве алгоритма был выбран обычный Random Forest Reggressor, как наиболее универсальный алгоритм, подходящий для большинства типов данных.

x_test_1 = df_test_1.drop(['Well', 'wct'], axis=1)

model = RandomForestRegressor(random_state=42, max_depth=14)
model.fit(x_1, y_1)

y_pred_train_1 = model.predict(x_1)
y_pred_1 = model.predict(x_test_1)

print('Predicted values from train data:')
r2_train = r2(y_1, y_pred_train_1)
mae_train = mae(y_1, y_pred_train_1)
mse_train = mse(y_1, y_pred_train_1)
print(f'R2 train: {r2_train.round(4)}')
print(f'MAE train: {mae_train.round(4)}')
print(f'MSE train: {mse_train.round(4)}')

print('Predicted values from test data:')
r2_test = r2(y_test_1, y_pred_1)
mae_test = mae(y_test_1, y_pred_1)
mse_test = mse(y_test_1, y_pred_1)
print(f'R2 test: {r2_test.round(4)}')
print(f'MAE test: {mae_test.round(4)}')
print(f'MSE test: {mse_test.round(4)}')

model

Predicted values from train data:
R2 train: 0.8832
MAE train: 8.2855
MSE train: 131.1208
Predicted values from test data:
R2 test: 0.8758
MAE test: 3.164
MSE test: 11.4485
RandomForestRegressor(max_depth=14, random_state=42)

R2 метрика на тренировочной метрике превышает R2 на тестовой 1%. Это означает, что модель отлично обучилась.

Сравним предсказанную обводнённость с фактической на тестовой выборке, которая не использовалась при обучении модели (blind test)

df_y_test = pd.DataFrame({'Well': df_test_1['Well'], 
                          'wct predicted, %': y_pred_1.round(1), 
                          'wct actual, %': y_test_1.round(1),
                          'difference': (y_pred_1 - y_test_1).round(1)})
df_y_test

Сравним предсказанную обводнённость с фактической на тренировочной выборке

df_y_train = pd.DataFrame({'Well': df_train_1['Well'], 
                           'wct predicted, %': y_pred_train_1.round(1), 
                           'wct actual, %': y_1.round(1),
                           'difference': (y_pred_train_1 - y_1).round(1)})
df_y_train

Вычислим среднее отклонение обводнённости:

round(sum(abs(y_pred_train_1 - y_1)) / len(y_1), 1)

8.3

Видим, что среднее отклонение по обводнённости составляет 8%, что является приемлемым результатом.

Создание модели на всех доступных данных

Создаём тренировочный дата сет, удаляя из него скважины, выбранные для прогноза

df_train_2 = df_distance.drop([14, 15], axis=0)

Создаём датасет для прогнозирования из скважин, удалённых на предыдущем шаге.

Предсказываемый параметр WCT (обводнённость) сейчас = NaN.

df_fc = df_distance.loc[[14, 15]]

Создаём тренировочный DataFrame признаков x_2. Удаляем категорийный признак (имя скважины) и предсказываемое значение wct.

x_2 = df_train_2.drop(['Well', 'wct'], axis=1)

Создаём тренировочный вектор целевых значений y_2 и обучаем модель.

y_2 = df_train_2['wct']
x_fc = df_fc.drop(['Well', 'wct'], axis=1)

model = RandomForestRegressor(random_state=42, max_depth=14)
model.fit(x_2, y_2)

y_pred_train_2 = model.predict(x_2)
y_fc = model.predict(x_fc)

print('Predicted values from train data:')
r2_train = r2(y_2, y_pred_train_2)
mae_train = mae(y_2, y_pred_train_2)
mse_train = mse(y_2, y_pred_train_2)
print(f'R2 train: {r2_train.round(4)}')
print(f'MAE train: {mae_train.round(4)}')
print(f'MSE train: {mse_train.round(4)}')

print('Forecasted values could be compared with real data!')

model

Predicted values from train data:
R2 train: 0.9095
MAE train: 6.5196
MSE train: 89.9625
RandomForestRegressor(max_depth=14, random_state=42)

R2 повысилось. Или модель переобучилась или большее количество данных помогло точнее настроить модель

Сравним предсказанную обводнённость с фактической на тренировочной выборке.

df_y_train = pd.DataFrame({'Well': df_train_2['Well'], 
                           'wct predicted, %': y_pred_train_2.round(1), 
                           'wct actual, %': y_2.round(1),
                           'difference': (y_pred_train_2 - y_2).round(1)})
df_y_train

round(sum(abs(y_pred_train_2 - y_2)) / len(y_2), 1)

6,5

Величина средней ошибки обводнённости снизилась до 6,5. Отлично!

Предсказываем обводнённость по боковым стволам:

df_y_test = pd.DataFrame({'Well': df_test_1['Well'], 
                          'wct predicted, %': y_pred_1.round(1), 
                          'wct actual, %': y_test_1.round(1),
                          'difference': (y_pred_1 - y_test_1).round(1)})
df_y_test

Выводим список признаков в порядке убывания их важности и строим диаграмму важности признаков.

model.feature_importances_
feature_importances = pd.DataFrame()
feature_importances['feature_name'] = x_2.columns.tolist()
feature_importances['importance'] = model.feature_importances_
feature_importances = feature_importances.sort_values(by='importance', ascending=False)
feature_importances

fig = px.bar(feature_importances, 
             x=feature_importances['importance'], 
             y=feature_importances['feature_name'], 
             title="Feature importances")
fig.update_layout(yaxis={'categoryorder':'total ascending'})
fig.show()

Видим, что наиболее важный признак — это расстояние до 2-й скважины. Возможно стоит проанализировать признаки дополнительно и исключить какие то из них из обучения.

Сравнительный график реальных и предсказанных значений. Чем дальше скважина от красной линии — тем хуже она предсказана.

fig = px.scatter(x=y_pred_train_2, y=y_2, title="True vs Predicted values",
                 text=df_train_2['Well'], width=850, height=800)
fig.add_trace(go.Scatter(x=[0,100], y=[0,100], mode='lines', name='True=Predicted',
                         line = dict(color='red', width=1, dash='dash')))
fig.update_xaxes(title_text='Predicted')
fig.update_yaxes(title_text='True')
fig.show()

Вывод

Предсказание параметров работы скважин возможно различными методами. Одни из них являются очень сложными и трудозатратными (геолого- гидродинамические модели), другие простыми и быстрыми (матбаланс, кривые падения добычи).

Данный пример построения модели и сравнение прогноза с реальными данными позволяет сделать вывод, что даже очень простая модель «без наворотов» хорошо предсказывает параметры работы скважин. Это означает, что что в копилку инженера по разработке месторождений нефти и газа добавляется ещё один метод выполнения рабочих задач, который к тому же позволяет решить поставленную задачу в весьма сжатые сроки.

Примечания

• Данная модель имеет важное ограничение. У любого месторождения существует контур нефтеносности — та область за пределами которой пробуренная скважина будет «сухой» — там нет нефти.

Данная модель слабо чувствительна к местоположению. Модель «не знает», что за пределами определённой зоны нефти нет. Для решения этой проблемы можно найти и загрузить данные по «сухим» скважинам которые были пробурены по окружению и не нашли нефть. Также можно создать искусственные данные на контуре нефтеносности с нулевыми дебитами по нефти. В данном примере, я не применял ни одни из способов дабы не усложнять модель.

• Цель исследования была в том, чтобы оценить применимость методов машинного обучения в этой области. Задача выбрать наилучший алгоритм не ставилась, поэтому сравнения разных алгоритмов не проводилось.

• Скважинные данные не являются открытыми данными, а являются собственностью компании, владеющей лицензией на разработку месторождения. Поэтому для иллюстрации выполнной работы были сгенерированы искусственные скважинные данные, которые доступны для данной работы.

• Исходный код вместе с текстом статьи доступен здесь: https://github.com/alex-kalinichenko/re/tree/master/wct_fc

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, согласно которому в межтрубном пространстве скважины выдерживают порцию накопленной продукции до ее расслоения на компоненты (газ, нефть и воду) под действием сил гравитации, затем эти компоненты потоком скважинной продукции через преобразователь расхода вытесняют из межтрубного пространства, регистрируя время прохождения каждого компонента, при этом компоненты идентифицируют, например, индикатором плотности [1].

Недостатками этого способа являются низкая точность, обусловленная невозможностью полноценного расслоения продукции скважины без нагрева и введения химреагентов, а также большая продолжительность каждого замера.

Наиболее близким техническим решением является способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность [2].

Недостаток этого способа — низкая точность определения обводненности, обусловленная использованием лабораторных значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, в которых трудно предусмотреть влияние растворенного газа.

Задача предлагаемого технического решения — повысить точность определения обводненности за счет обеспечения прямых измерений параметров для расчета плотностей воды и нефти в составе скважинной жидкости.

Это достигается тем, что в способе определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность, согласно изобретению жидкость, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, например в резервуаре уровнемера, доводят, например, отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.

Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из вертикального цилиндрического сосуда, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.

Объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика, к полной высоте столба жидкости.

Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика, к полному времени истечения жидкости из вертикального цилиндрического сосуда, причем в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.

В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, — жидкость считают однородной.

Проведение непрерывных измерений гидростатического давления и высоты столба, по крайней мере, неполно расслоенной на нефть и воду жидкости в процессе опорожнения вертикального цилиндрического сосуда, например, резервуара уровнемера, формирование массива данных, построение графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, и выявление на этом графике линейных отрезков, позволяет по их наличию подтвердить факт, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на чистую нефть и чистую воду, и в пределах выявленных верхнего и нижнего линейных отрезков с высокой точностью вычислить плотности соответственно воды и нефти.

Вычисление плотности воды в пределах верхнего линейного отрезка графика путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности высоты столба жидкости и вычисление плотности нефти в пределах нижнего линейного отрезка графика путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости дает возможность повысить точность определения обводненности скважинной жидкости, поскольку все расчеты произведены на основе данных, полученных путем прямых измерений, в которых учитывается в том числе и влияние растворенного газа на плотность жидкости, которое очень сложно учесть практически.

Интерполяция в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленных верхнего и нижнего линейного отрезков на графике до пересечения между собой, и принятие для последующих действий полученного интерполированного графика адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду, дает возможность повысить точность расчетов плотностей за счет уменьшения относительной погрешности измерения высоты столба жидкости. Она (интерполяция) в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду позволяет также определять объемную обводненность жидкости по расположению точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.

Определение объемной обводненности жидкости по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, или их интерполированных продолжений, позволяет обойтись без дополнительных функций специального оборудования, например двухуровневого уровнемера, или совсем без уровнемера, и за счет этого повысить точность.

Индикация однородности жидкости по критерию получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка по всей высоте столба, принимая во внимание плотность этой жидкости, позволяет констатировать либо чистую нефть, либо чистую воду, либо трудносепарируемую эмульсию и необходимость применения в следующем цикле измерений более сильных или длительных методов сепарации.

На чертежах изображено одно из возможных устройств, реализующих предложенный способ.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ, на фиг.2 — вид сверху на нижний лоток газового сепаратора, на фиг.3 — график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, двухуровневый уровнемер 3, резервуар 4 уровнемера 3, систему подогрева 5 содержимого резервуара 4 уровнемера 3, запорный клапан 6 с электроприводом, дозатор подачи химреагентов 7 в резервуар 4 двухуровневого уровнемера 3, указатель перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3, указатель перепада давлений 9 измерительной емкости 2, нижний датчик (мембрана) 10 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, верхний датчик (мембрана) 11 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, датчик температуры 12 резервуара 4 уровнемера 3, датчик температуры 13 измерительной емкости 2, датчик избыточного давления 14, переключатель потока 15, плоское днище 16 измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17, клапан обратный 18, вход 19 из скважины в газовый сепаратор 1, выход 20 в коллектор, газопровод 21, нижний сепарационный лоток 22, патрубок отбора потока 23 системы приоритетного минимума подачи, барьер 24 системы приоритетного минимума подачи, воронку 25 системы приоритетного минимума подачи, трубу 26 системы приоритетного минимума подачи, 27 — поверхность раздела нефть — газ, 28 — поверхность раздела нефть — вода при полном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 29 — переходная водонефтяная зона при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 30 — участок, соответствующий переходной водонефтяной зоне 29 при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 31 — интерполяционные продолжения линейных отрезков графиков зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.

Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 23, барьера 24 и трубы 26 с расположенной сверху воронкой 25, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар 4 уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 24 и воронку 25 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.

С некоторым снижением точности устройство может работать и при отсутствии указателя перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3.

Способ реализуется, например, следующим образом.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ:

,

где g — ускорение свободного падения.

Перед началом процедуры замера производят «продувку» системы сепаратор — измерительная емкость — резервуар уровнемера, при этом переключатель потока 15 и открытый запорный клапан 6 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.

В начале процедуры замера переключатель потока 15 ставят в положение «наполнение», и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 15 газопровод 21 соединен с коллектором 20, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар 4 уровнемера 3 нагревают системой подогрева 5 (например, горячей жидкостью) и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 7 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В момент соприкосновения поднимающейся поверхности частично отсепарированной продукции скважины с верхним датчиком (мембраной) 11 указателя перепада давлений 9 переключатель потока 15 ставят в положение «слив», открывая жидкостную 17 и закрывая газовую 21 линии, и закрывают запорный клапан 6.

Плотность частично отсепарированной жидкости в измерительной емкости равна:

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:

,

где V_е — объем измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);

V_у — объем резервуара уровнемера в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);

τ — время наполнения измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9.

После закрытия запорного клапана 6 (положение «отстой») наполнение резервуара 4 уровнемера 3 прекращается, и продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре 4 уровнемера 3 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают, по крайней мере, до момента прекращения изменений показаний положения раздела сред жидкость-газ 27 уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение поверхностей раздела сред жидкость-газ 27 и нефть-вода 28, или, если расслоение происходит быстро, — до появления поверхности раздела нефть-вода 28.

Определяют плотность жидкости в резервуаре 4 уровнемера 3:

Затем переключатель потока 15 ставят в положение «слив», когда вход из скважины 19 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 17 соединена с коллектором 20, при этом газопровод 21 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2.

В процессе вытеснения газом объема V_е жидкости фиксируется время вытеснения τ_г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.

Дебит скважины по газу определяется, например, по следующему алгоритму:

,

где Р — среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 14;

t° — температура газа, С°;

Kα — коэффициент сжимаемости.

При этом одновременно открывают запорный клапан 6 и с максимально доступной частотой производят измерения уровней жидкости H_i, а также соответствующие им гидростатические давления ΔP_i. На основании этих замеров строят графики зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или, если истечение равномерное, то — зависимости гидростатического давления от времени. При соответствующих масштабах высоты столба жидкости и времени эти графики могут совпадать, как на фиг.3.

(При отсутствии датчика гидростатического давления 8 измерения ΔР_i производят датчиком гидростатического давления 9 при открытом запорном клапане 6.)

Далее выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.

Плотность воды:

Плотность нефти:

Массовая обводненность:

Объемное содержание воды:

или:

В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, — жидкость считают однородной.

В случае, когда слив происходит при открытом запорном клапане 6, формула дебита скважины по газу приобретает вид:

Дебит скважины по нефти:

Дебит скважины по воде:

В период, когда запорный клапан 6 закрыт и происходит отстой продукции скважины в резервуаре 4 уровнемера 3, измерение дебита по жидкости производят, применяя следующую формулу:

Предлагаемый способ за счет обеспечения прямых измерений учитывает влияние всех факторов (температура, давление и пр.) на плотности компонентов скважинной жидкости (нефти и воды), но особенно важен учет влияния растворенного газа, который очень сложно осуществить практически, поэтому этот способ позволяет достаточно просто, но эффективно повысить точность определения обводненности скважинной жидкости.

Библиографические данные:

1. А.с. №1437495, Е21В 47/10, 1988, Бюл.№42.

2. RU Патент на изобретение №2220282, Е21В 47/10 (прототип).

Cодержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти и воды

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора. Способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин заключается в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду. Измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных. Строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения. Выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины. Техническим результатом является упрощение алгоритма определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины, повышение точности измерения высокой и низкой обводненности продукции скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, согласно которому измерительную емкость после «продувки» наполняют продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость — газ и вода — нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя значения плотностей воды и нефти, измеренных в резервуаре уровнемера при сливе расслоенной продукции скважины, при этом плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту [RU патент на изобретение №2299322, Е21В 47/10].

Недостатками этого способа являются многоступенчатость и необходимость контролируемого полноценного расслоения продукции скважины на нефть и воду.

Задача предлагаемого технического решения — упростить алгоритм определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины и сделать возможным измерения как очень высокой, так и очень низкой обводненности продукции скважины.

Это достигается тем, что в способе определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости, плотность воды определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости, дополнительно определяют плотность нефти, определяют массовую обводненность продукции скважины, согласно изобретению плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения, накапливают массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.

В случаях, когда обводненность продукции скважины велика, и точность измерения плотности нефти низкая, после наполнения вертикального цилиндрического сосуда на основе применения лабораторных значений плотности нефти и воды производят предварительную оценку обводненности, из сосуда сливают только воду, измеряют ее плотность, снова наполняют сосуд продукцией скважины, многократно повторяют эту операцию накопления нефти до приемлемого уровня, а затем измеряют плотность нефти.

В случаях, когда обводненность продукции скважины мала и точность измерения плотности воды низкая, применяют лабораторное значение плотности воды.

Получение плотности воды и нефти в составе жидкости как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения позволяет избежать промежуточных процедур и упростить алгоритм определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины.

Выбор значений плотности воды и нефти из массива полученных данных в начале и конце опорожнения при условии, что их значения расположены на прямолинейных горизонтальных участках графика зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, дает возможность по наличию прямолинейных горизонтальных участков графика подтвердить факт по крайней мере, неполного расслоения жидкости на чистую нефть и чистую воду.

Накопление нефти до приемлемого уровня в случаях, когда обводненность продукции скважины велика, путем многократного повторения циклов «неполный слив — наполнение» позволяет повысить и точность измерения плотности нефти.

Применение лабораторных значений плотности воды в случаях, когда обводненность продукции скважины мала, позволяет определять обводненность продукции скважины с достаточной точностью, поскольку вода практически не растворяет нефть и ее лабораторное значение плотности отличается от измеренного незначительно.

На чертежах изображено одно из возможных устройств, реализующих предложенный способ.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ, на фиг.2 — вид сверху на нижний лоток газового сепаратора, на фиг.3 — график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или от времени.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, двухуровневый уровнемер 3, резервуар 4 уровнемера 3, систему подогрева 5 содержимого резервуара 4 уровнемера 3, запорный клапан 6 с электроприводом, дозатор подачи химреагентов 7 в резервуар 4 двухуровневого уровнемера 3, указатель перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3, указатель перепада давлений 9 измерительной емкости, нижний датчик (мембрана) 10 указателя перепада давлений измерительной емкости 2, верхний датчик (мембрана) 11 указателя перепада давлений измерительной емкости 2, датчик температуры 12 резервуара 4 уровнемера 3, датчик температуры 13 измерительной емкости 2, датчик избыточного давления 14, переключатель потока 15, плоское днище 16 измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17, клапан обратный 18, вход 19 из скважины в газовый сепаратор 1, выход 20 в коллектор, газопровод 21, нижний сепарационный лоток 22, патрубок отбора потока 23 системы приоритетного минимума подачи, барьер 24 системы приоритетного минимума подачи, воронку 25 системы приоритетного минимума подачи, трубу 26 системы приоритетного минимума подачи, 27 — поверхность раздела нефть — газ, 28 — поверхность раздела нефть — вода при полном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 29 — переходная водонефтяная зона при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 30 — участок, соответствующий переходной водонефтяной зоне 29 при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 31 — интерполяционные продолжения прямолинейных отрезков графиков зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.

Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 23, барьера 24 и трубы 26 с расположенной сверху воронкой 25, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар 4 уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 24 и воронку 25 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.

С некоторым снижением точности устройство может работать и при отсутствии указателя перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3.

Способ реализуется, например, следующим образом.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ

где g — ускорение свободного падения.

Перед началом процедуры замера производят «продувку» системы сепаратор — измерительная емкость — резервуар уровнемера, при этом переключатель потока 15 и открытый запорный клапан 6 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.

В начале процедуры замера переключатель потока 15 ставят в положение «наполнение», и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 15 газопровод 21 соединен с коллектором 20, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар 4 уровнемера 3 нагревают системой подогрева 5 (например, горячей жидкостью) и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 7 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В момент соприкосновения поднимающейся поверхности частично отсепарированной продукции скважины с верхним датчиком (мембраной) 11 указателя перепада давлений 9 переключатель потока 15 ставят в положение «слив», открывая жидкостную 17 и закрывая газовую 21 линии, и закрывают запорный клапан 6.

Плотность частично отсепарированной жидкости в измерительной емкости равна

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:

где V_ё — объем измерительной ёмкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);

V_у — объем резервуара уровнемера в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);

τ — время наполнения измерительной ёмкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9.

После закрытия запорного клапана 6 (положение «отстой») наполнение резервуара 4 уровнемера 3 прекращается, и продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре 4 уровнемера 3 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают, по крайней мере, до момента прекращения изменений показаний положения раздела сред жидкость — газ 27 уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение поверхностей раздела сред жидкость — газ 27 и нефть — вода 28, или, если расслоение происходит быстро, — до появления поверхности раздела нефть — вода 28.

Определяют плотность жидкости в резервуаре 4 уровнемера 3

Затем переключатель потока 15 ставят в положение «слив», когда вход из скважины 19 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 17 соединена с коллектором 20, при этом газопровод 21 перекрыт.В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2.

В процессе вытеснения газом объема V_ё жидкости фиксируется время вытеснения τ_г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.

Дебит скважины по газу определяется, например, по следующему алгоритму:

где P — среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 14;

t° — температура газа, С°;

K_α — коэффициент сжимаемости.

При этом одновременно открывают запорный клапан 6 и с максимально доступной частотой производят измерения уровней жидкости H_i, а также соответствующие им гидростатические давления ΔP_i, производят расчет мгновенных плотностей воды и нефти в составе истекающей из резервуара жидкости по формуле

накапливают массив данных и строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или от времени.

Далее в пределах верхнего и нижнего прямолинейных участков выбирают плотности соответственно воды и нефти и рассчитывают массовую обводненность:

.

В случае, когда слив происходит при открытом запорном клапане 6, формула дебита скважины по газу приобретает вид

.

Дебит скважины по нефти:

.

Дебит скважины по воде: Q_в=Q_ж-Q_н т/сут.

В период, когда запорный клапан 6 закрыт и происходит отстой продукции скважины в резервуаре 4 уровнемера 3, измерение дебита по жидкости производят, применяя следующую формулу:

В случаях, когда обводненность продукции скважины велика и точность измерения плотности нефти низкая, после наполнения вертикального цилиндрического сосуда на основе применения лабораторных значений плотности нефти и воды производят предварительную оценку обводненности, из сосуда сливают только воду, измеряют ее плотность, снова наполняют сосуд продукцией скважины, многократно повторяют эту операцию накопления нефти до приемлемого уровня, а затем измеряют плотность нефти.

В случаях, когда обводненность продукции скважины мала и точность измерения плотности воды низкая, применяют лабораторное значение плотности воды, при этом точность измерения плотностей воды и нефти в составе жидкости в значительной степени определяется погрешностью контроллера измерительной установки, а также формой и размерами вертикального цилиндрического сосуда.

Предлагаемый способ за счет сокращения количества промежуточных манипуляций с массивом данных позволяет достаточно эффективно упростить алгоритм и понизить требования к контроллеру измерительной установки. Кроме того, он делает возможным измерение как очень высокой, так и очень низкой обводненности.

1. Способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости, плотность воды определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости, дополнительно определяют плотность нефти, определяют массовую обводненность продукции скважины, отличающийся тем, что плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения, накапливают массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случаях, когда обводненность продукции скважины велика и точность измерения плотности нефти низкая, после наполнения вертикального цилиндрического сосуда на основе применения лабораторных значений плотности нефти и воды производят предварительную оценку обводненности, из сосуда сливают только воду, измеряют ее плотность, снова наполняют сосуд продукцией скважины, многократно повторяют эту операцию накопления нефти до приемлемого уровня, а затем измеряют плотность нефти.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случаях, когда обводненность продукции скважины мала и точность измерения плотности воды низкая, применяют лабораторное значение плотности воды.