Что такое испытательный сепаратор на нефтяном месторождении: испытание скважин, расчет размеров и приборы

Что такое сепаратор для испытаний нефтяных скважин: испытание скважин, расчет размеров и приборы

Ответ на основной вопрос: Что такое сепаратор для испытаний нефтяных скважин? Сепаратор для испытаний нефтяных скважин — это портативный, смонтированный на салазках сосуд под давлением, используемый для измерения индивидуальных дебитов нефти, газа и воды из одной скважины во время испытания. По сути, это небольшой производственный сепаратор, обычно диаметром от 0,3 до 2 м, но он спроектирован для мобильности и измерения, а не для непрерывной работы: сосуд установлен на салазках или прицепе с собственной трубопроводной арматурой, клапанами, расходомерами, панелью управления и часто горелкой или резервуаром, поэтому его можно перемещать между скважинами и подключать к устьевому оборудованию или испытательному манифольду. Испытание длится 4-24 часа и дает газонефтяное отношение, обводненность, плотность по API и абсолютные дебиты с точностью плюс-минус 2-5% при правильной эксплуатации. Эти данные используются для принятия решений по распределению, управлению пластом и ремонту.

1. Что на самом деле измеряет испытание скважины и почему

Цель состоит не просто в разделении флюида, а в получении обоснованных цифр, и получаются четыре величины:

• Дебиты нефти, газа и воды: Трехфазные дебиты являются основным результатом. Газ измеряется на выходе пара, обычно с помощью диафрагменного расходомера из-за его простоты и широкого признания, или с помощью турбинного, кориолисового или ультразвукового расходомера, где требуется более широкий диапазон регулирования или прямое измерение массы; диапазон регулирования от 10:1 до 100:1 необходим, поскольку на одной установке можно испытывать как высокодебитную, так и малодебитную скважину. Нефть и вода измеряются на соответствующих выходах с помощью объемных, турбинных или кориолисовых расходомеров, причем кориолисовы расходомеры становятся все более предпочтительными, поскольку они непосредственно измеряют массу и плотность и, следовательно, дают обводненность и плотность по API с помощью одного и того же прибора. Дебиты обычно сообщаются в стандартных условиях, поэтому давление и температура в сепараторе непрерывно записываются, и применяется коэффициент сжатия для коррекции объема нефти от условий сепаратора до условий товарного резервуара.
• Газонефтяное отношение и обводненность: Газонефтяное отношение, выраженное в стандартных кубических футах на баррель, и обводненность, выраженная в процентах от общей жидкости, являются двумя производными числами, которые наиболее важны для управления пластом. GOR обычно составляет от 50 до 5000 scf/bbl, а растущий GOR при последовательных испытаниях сигнализирует о конусообразовании газа или прорыве, что является одним из классических триггеров для ремонта или снижения дебита. Обводненность варьируется от 0 до 95%, а восходящий тренд указывает на обводнение пласта, прорыв или неудачную цементацию. Оба показателя более полезны в виде тренда, чем в виде единичного значения, поэтому испытания повторяются по графику, обычно ежемесячно или ежеквартально для добывающих скважин, и поэтому условия испытаний, включая размер штуцера и давление потока, должны быть записаны, чтобы последующие испытания были сопоставимы.
• Отбор проб флюида и PVT-анализ: Испытание скважины — это, как правило, единственная практическая возможность получить репрезентативную пробу флюида, и именно в сепараторе она берется. Пробы нефти и газа отбираются в сепараторе под давлением в специальные пробоотборные цилиндры и смешиваются в лаборатории в измеренном соотношении газа и нефти для реконструкции пластового флюида. На основе этого анализ давления-объема-температуры дает точку пузыря, коэффициент объема пласта, коэффициент растворенного газа и вязкость, которые необходимы для моделирования пласта и расчетов материального баланса. Получение достоверной пробы требует, чтобы скважина стабильно работала с дебитом ниже критического в течение достаточного времени для стабилизации, поэтому испытанию часто предшествует период очистки от нескольких часов до суток.
• Производительность и дебит скважины: Помимо простых дебитов, правильно проведенное испытание устанавливает зависимость между давлением потока и дебитом, из которой определяется коэффициент продуктивности, а для газовых скважин — потенциал абсолютного открытого притока. Многоточечное испытание проводится при трех или четырех увеличивающихся размерах штуцера, удерживая каждый до стабилизации давления и дебитов, и строится график дебита в зависимости от перепада давления. Результат показывает инженеру, какой дебит доступен при заданном перепаде давления, указывает ли на повреждение пласта неожиданно низкий коэффициент продуктивности и производится ли скважина выше своего критического дебита, что вызывает конусообразование и добычу песка. Это информация, которая оправдывает или исключает стимуляцию, ремонт или изменение дебита.

2. Конструкция оборудования и процедура испытаний

Три конструктивные особенности и одна дисциплина отличают хорошее испытание от бесполезного:

• Расчет размера сосуда для портативного устройства: Сепаратор для испытаний рассчитывается по той же газовой мощности по Саудерсу-Брауну, что и производственный сосуд, но с двумя дополнительными ограничениями. Он должен справляться со всем диапазоном дебитов, ожидаемых для всех обслуживаемых им скважин, поскольку одна установка перемещается от скважины к скважине, что требует более широкого диапазона регулирования, а иногда и сменных внутренних элементов или второй, меньшей установки для малодебитных скважин. И он должен быть транспортабельным, что ограничивает диаметр и длину допустимыми для дорожного движения размерами и, следовательно, ограничивает газовую мощность; там, где высокодебитная скважина превышает мощность, испытание проводится при сниженном дебите через меньший штуцер, или две установки работают параллельно. Время удерживания жидкости короче, чем в производственном сепараторе, обычно 1-5 минут, поскольку цель состоит в измерении, а не в максимальной эффективности разделения.
• Приборы и измерительный комплекс: Измерительный комплекс делает установку сепаратором для испытаний, а не просто маленьким сепаратором. Он включает газовый расходомер с датчиками давления и температуры и, для диафрагмы, датчик перепада давления с диапазоном, соответствующим ожидаемому расходу; жидкостные расходомеры с собственными датчиками температуры и плотности; регулятор уровня на каждом жидкостном выходе, который должен работать стабильно, поскольку колеблющийся регулятор уровня приводит к колебаниям дебитов и портит испытание; регулятор давления на газовом выходе, который поддерживает давление в сепараторе стабильным, обычно на 2-5 бар выше, чем в трубопроводе; и систему сбора данных, которая регистрирует все с интервалами в минуту или менее, чтобы можно было продемонстрировать стабильность, а не предполагать ее. Все расходомеры калибруются по установленному графику, и сертификаты калибровки являются частью протокола испытаний.
• Процедура испытаний и стабилизация: Дисциплина — это то, что дает достоверное число. Скважина работает для очистки и удаления бурового или ремонтного флюида, что может занять от нескольких часов до суток. Затем она работает при испытательном дебите через фиксированный штуцер, и дебиты, давления и температуры контролируются до их стабилизации, обычно определяемой как изменение менее чем на 2-5% в течение периода от одного до четырех часов в зависимости от применяемого стандарта. Только после этого начинается официальный период испытаний, который длится от 4 до 24 часов в зависимости от скважины и цели. Размер штуцера, давление и температура на устье скважины, давление и температура в сепараторе, а также показания резервуара или расходомера — все это записывается. Испытание, остановленное досрочно или начатое до стабилизации, дает числа, которые выглядят разумно, но являются неправильными, и поскольку эти числа влияют на распределение и инвестиционные решения, эта ошибка дорого обходится.
• Безопасность, компоновка и экологический контроль: Испытание скважин — одна из наиболее рискованных рутинных операций при добыче, и установка должна быть спроектирована с учетом этого. Сосуд изготовлен по стандарту ASME VIII Division 1 с предохранительным устройством, рассчитанным на случаи блокировки выхода и пожара, и направленным на факел или горелку, поскольку сепаратор для испытаний является временной установкой, которая часто не имеет постоянного факела. Установка заземлена и соединена, расположена так, чтобы устье скважины находилось с наветренной стороны, и имеет путь эвакуации, а также оснащена газоанализаторами там, где возможно наличие сероводорода. Жидкость направляется в испытательный резервуар, объем которого измеряется независимо в качестве перекрестной проверки жидкостных расходомеров, или в производственный манифольд, если испытание является испытанием на распределение. Добытая вода и любые углеводороды удерживаются, а не сбрасываются, и вся операция покрывается письменной процедурой и разрешением.

Матрица сравнения конфигураций сепараторов для испытаний нефтяных скважин

Часто задаваемые вопросы (FAQ)

В: Какова разница между испытательным сепаратором и производственным сепаратором?

О: Производственный сепаратор работает непрерывно, рассчитан на полный полевой дебит и весь срок эксплуатации, и оптимизирован для эффективности разделения и длительного времени пребывания от 3 до 30 минут. Испытательный сепаратор работает периодически, рассчитан на одну скважину, оптимизирован для точности измерения и мобильности и допускает более короткое время пребывания от 1 до 5 минут, поскольку его задача — измерять, а не обрабатывать. На практике испытательный сепаратор устанавливается на салазки или прицеп с собственными расходомерами, панелью управления, системой сбора данных и часто резервуаром или горелкой, поэтому его можно перемещать между скважинами, в то время как производственный сепаратор является стационарной установкой. Многие объекты имеют оба: производственный сепаратор, обрабатывающий смешанный поток, и испытательный сепаратор на испытательном манифольде, который может изолировать и измерять любую отдельную скважину.

В: Как долго должно длиться испытание скважины?

О: Достаточно долго, чтобы продемонстрировать стабильность, и это критерий, а не фиксированное время. Типичная практика — период очистки от нескольких часов до суток, за которым следует период стабилизации, в течение которого давление и дебиты отслеживаются до тех пор, пока они не изменятся менее чем на 2-5% в течение одного-четырех часов, а затем официальный период испытаний от 4 до 24 часов. Простые испытания на распределение на стабильных скважинах могут длиться от 4 до 8 часов, в то время как первоначальное испытание новой скважины, испытание для исследования пласта или испытание на дебит газовой скважины может длиться 24-72 часа или дольше. Ключевая дисциплина заключается в том, что официальный период испытаний не должен начинаться до тех пор, пока не будет продемонстрирована и зафиксирована стабильность, поскольку испытание, начатое преждевременно, дает правдоподобные, но систематически неверные числа, и поскольку эти числа влияют на распределение между партнерами, их трудно исправить позже.

В: Почему во время испытания записываются давление и температура сепаратора?

О: Потому что все сообщаемые дебиты приведены к стандартным условиям, а преобразование зависит от фактических условий в сосуде. Объем газа зависит от давления и температуры через закон идеальных газов и коэффициент сжимаемости, поэтому измеренный фактический расход должен быть скорректирован до стандартных кубических футов или стандартных кубических метров. Объем нефти зависит от температуры из-за теплового расширения и, что более важно, от давления, потому что нефть, выходящая из сепаратора, содержит растворенный газ, который вспыхивает при падении давления по пути к товарному резервуару: поэтому нефть сжимается между сепаратором и резервуаром, обычно на 1-20% в зависимости от давления и сырой нефти, и для коррекции применяется коэффициент сжатия или коэффициент объема пласта. Без точных записей давления и температуры сепаратора в сообщаемых дебитах присутствует погрешность, которая часто превышает погрешность самого расходомера.

В: Может ли многофазный расходомер заменить испытательный сепаратор?

О: Все чаще да для распределения и мониторинга, но не полностью для формальных испытаний скважин. Многофазный расходомер измеряет доли и скорости газа, нефти и воды без разделения потока, предоставляя данные о непрерывном дебите с компактной установки и устраняя необходимость отвода скважины в испытательный сепаратор. Типичная точность составляет плюс-минус 5-10% для каждой фазы по сравнению с 2-5% для хорошо работающего испытательного сепаратора, и точность снижается при высоких объемных долях газа и высокой обводненности. Поэтому многофазные расходомеры отлично подходят для отслеживания тенденций и распределения, когда точность приемлема для партнеров, и они широко используются на морских и удаленных месторождениях, где испытательный сепаратор непрактичен. Однако они не обеспечивают репрезентативную пробу флюида для PVT-анализа, поэтому периодически для этой цели все еще требуется испытание с сепаратором.