3a. Vx Data QAQC

1. Проверка качества данных Vx

Александр Давидовский
Центр Технической Поддержки Отдела по Испытанию Скважин
Москва 2017

2. Содержание

Источники ошибок и проверка качества
Анализ чувствительности

3. Требуемые входные параметры: Справка

Измерение:
Входные параметры модели:
Рабочее давление
Мощность гамма-источника
Рабочая температура
Реперное затухание каждой
Дифф. давление ч/з Вентури
замеряемой фазы
Свойства жидкости как функция P&T
Кол-во фотонов LE & HE
Модели:
Модель распада источника
Модель потока (проскальзывание, истечение, темп. расширение, …)
Ядерная модель (введенные данные, линеаризация, динамическая коррекция, …)

4. Проверка Первичных Сенсоров

Давление в линии (горловине)
– Калибровка датчика (рекомендуется ежегодно)
– Сопоставление с другими датчиками
– Дрифт по сравнению с соседними сенсорами
(Pуст, Pлин, …)
– Подстройка нуля при стравливании расходомера
Температура в линии
– Калибровка датчика
– Сравнение с соседними сенсорами
Дифференциальное давление
– Калибровка сенсора
– Проверка датчика при отсутствии потока
– Подстройка нуля при стравливании
расходомера
Гамма фотоны
– Проверка по пустой трубе
– Проверка при отсутствии потока
– Проверка температуры кристалла
– Стабильность повторяемость
сопоставимость

5. Измерение фракций

6. Валидация калибровок

Стабильность (источник, температура детектора)
Согласованность с предыдущей работой (Трекер)
Сравнение с результатами после работы (Excel file)

7. Измерение фракций: Мощность источника

Измерение гамма-квантов выполняется по известному типу флюида внутри расходомера, как
правило, по воздуху в условиях окружающей среды или по азоту под давлением
Гамма-кванты корректируются на затухание данного флюида (воздуха) для определения
вакуумных условий
Требования по точности зависят от
области применения, более высокая
точность / меньший уровень шума
необходимы при замерах с высоким GVF
Обычно при достижении 30 000 гамма-квантов
Начитаются проблемы. Требуется компенсация

8.

Измерение фракций: калибровка по пустой трубе
1. Стабилизация гамма-квантов
2. Выполнение условия по
стандартному отклонения
3. Давление - 1 атм
4. Постоянная температура (+/5оС)
5. Стабилизация температуры
кристалла детектора

9. Измерение фракций: трекер калибровок

Калибровки по пустой трубе должны быть выполнены как перед так и после
работы (Pre-Job and Post-Job EPR), чем больше тем лучше в течение работы
Калибровки по нефти и воде (если применимо) должны быть выполнены
Результаты калибровок должны быть занесены в базу данных
Необходимо вести базу данных калибровок для каждого проекта

10. Измерение фракций: сравнение калибровок по пустой трубе

Используйте файл расчета
количества распадов
Пример 1-15-01:
Pre-Job LE=24859; HE=12375 => LE/HE=2.008808
Post-Job LE=24795; HE=12346 => LE/HE=2.00832
Difference = 0.01%
Главное правило: изменение отношения низкого уровня к высокому (LE / HE )
должно быть в пределах 0.5%

11. Калибровка по пустой трубе влияет на положение рабочей точки

Корректные данные
Пример : “Грязный” Empty Pipe,
во время замера трубка прочистилась
“Утяжеление флюида”
(больше воды, увеличение плотности воды,
Песок?)
“Облегчение флюида” или на стенках
была грязь, парафин, который “сорвало”

12. Калибровка по пустой трубе влияет на положение рабочей точки

Корректные данные
“Утяжеление флюида”
(больше воды, увеличение плотности воды,
Песок?)
“Облегчение флюида” или на стенках
была грязь, парафин, который “сорвало”
Самое простое подтверждение, что
EP корректный – совпадение
обводненности по Vx и физической
пробе

13. Измерение фракций: опорные точки, варианты ввода

Нефтяная точка:
– Композиция (H2S, плотность)
– Калибровка по нефти (в основном)
– Ручной ввод (известные свойства)
Точка воды:
– Композиция (плотность воды, NaCl)
– Калибровка по воде (обвод-ть > 10%)
– Ручной ввод (известные свойства)
Газовая точка:
– Компонентный состав свободного газа
(газа сепарации)
– Калибровка по газу (например при GVF
> 90%)
– Ручной ввод
Полученные массовые коэффициенты всегда можно проверить с расчетом по композиции

14. Измерение фракций: калибровки по нефти и воде (опорные точки)

Калибровочное устройство
Спуск калибровочного устройства в трубу Вентури
с верхней части расходомера
В калибровочное устройство заливается флюид
(требуемый объем составляет менее 250 см3)
Выполнение прямого замера массового затухания
Флюиды должны быть представительными и
соответствовать ожидаемым в расходомере во
время проведения многофазных замеров
(остерегайтесь проб из прошлой работы,
«априорных» проб, глубинных проб, …)

15. Планирование проведения калибровок

Перед работой:
Запросить пробы флюидов у заказчика (вода,
нефть, солевой раствор?)
Оцените свойства нефти и газа (H2S, CO2,
удельный вес
Запросить состав газа сепарации и плотность
(откуда данные? Глубинные пробы, устьевые,
пробы первой ступени сепарации? (Насколько мы
уверены что состав и плотность газа от заказчика
корректны?). Простой PVT симулятор
По возможности замерять вязкость и плотности
нефти и воды при температуре потока
По возможности проводить калибровки при
температуре близкой к температуре потока
Во время работы:
В случая изменения флюида (очистка скважины)
регулярно отбирать пробы
Отбирать представительные пробы флюида во
время стабильного притока
По возможности иметь газовый хроматограф для
определения состава газа
Повторные калибровки после измерений

16. Измерение фракций: калибровки по нефти и воде (опорные точки)

Массовое затухание имеет
функциональную зависимость от
композиционного состава
Если репрезентативные реперные
измерения не могут быть
проведены, композиционный анализ
с табличными параметрами
затуханий может обеспечить точные
коэффициенты массовых затуханий
Требуется особая внимательность

17. Об уровнях энергии

18. Калибровка по нефти

Примерный пределы массовых коэффициентов
LE=0.024 ÷ 0.026 – обычная нефть; > 0.026 – высокое содержание
парафина/ сера (до 0.033 пример) или вода в пробе (переделать калибровку);
HE=0.016 ÷ 0.018 – обычная нефть; > 0.018 – скорее всего некорректно
введена плотность;
356=0.011 ÷ 0.013

19. Калибровка по воде

Обязательно выполнять при обводненности > 10 ÷ 15%
Примерный пределы массовых коэффициентов
LE=0.031 ÷…0.15… – солевые растворы;
HE=0.0163.. ÷ 0.020… – ;

20. Визуальная проверка итоговых массовых коэффициентов!!! Очень важно

OK
Коэффициенты по газу и нефти
практически идентичные, если в газе
нет сероводорода
Высокий уровень энергии для
валидации плотности, в том числе
для газа

21. Влияние ошибки реперных измерений и контроль качества

Неправильная калибровка по «пустой
трубе» создает смещение рабочей точки
на треугольнике решений:
– Величина смещения остается постоянной
– Легко обнаружить при пробковом режиме при
движении точки к газовой точке
– Регулярное проведение калибровок по «пустой
трубе» и проверок при отсутствии потока через
расходомер является лучшим способом контроля
Реперные затухания:
– Доминирующая фаза является ключевой: газовая
– при высоких GVF и / или водяная – при высоких
WLR
– WLR обусловлен неуглеводородными
компонентами в газе и соленостью при высоком
значении обводненности
– Валидация сравнением между измеренными и
теоретическими значениями затухания,
проверкой согласованности на различном
диапазоне рабочих условий, сравнением BSW по
отборам проб
– Простая проверка исправности по значениям
энергетических уровней HE и LE
– Сверка с расчетом по композиции

22. Повторный запуск скважины / Пример пробкового режима

23.

Треугольник состояния – влияние компонентов
Вакуум
0.0
32 keV Линейные затухания
-4.5
Газ
CH4+H2S
0 bar
30 bar
70 bar
100
0.0
Нефть
(CH2)n+S
150 ºC
100 ºC
50 ºC
15 ºC
81 keV Линейные затухания
20-10-0
% H2S
1 0
4 3 2
5
% содержания серы в нефти
Рассол
H2O+NaCl
0
5
150 ºC
100 ºC
50 ºC
15 ºC25
10
15
20
% NaCl в воде
-1.1

24.

Эффекты чувствительности
Давление
Газ
H2S, CO2
Рабочая точка
Нефть
Содержание соли
Вода
Сера
Температура
Температура

25.

Проверка Измерений – стабильность уровней энергии

26. Датчики давления, температуры, DPV, массовый расход

27. Проверка Измерений - Трансмиттеры

Давление (рабочий диапазон, отсутствие дрифта, отображение реальных
физичных значений)
Температура (тоже самое)
dynDPV (попадает в рабочий диапазон, дает “0” когда нет притока)
Давление > 5 бар (из практики от 2 атм с занижением дебита газа)
Температура > 0 град.С (из практики от 17 град.С – ограничение мат.модели для
BOM)
DPV – 50 – 5000 бар (из практики 30 – 7000 мбар - ок)

28. Последствия отклонений датчиков

Давление и температура в линии
(горловине) влияют на PVT
параметры:
– Значения плотности повлияют на
измерения фракций и общие дебиты
– Коэффициенты перевода повлияют на
дебиты в стандартных условиях
– Последствия отклонений можно оценить
путем простого моделирования
Дифференциальное давление
– Повлияет на общий дебит (равномерно по
всем фракциям)

29. Проверка Измерений – датчики давления и температуры

Нет потока
Dyn_DP = 0 !!!
Очень важно во время измерений записывать всё: моменты когда нет притока, или Vx на
байпасе, моменты открытия скважины, переходные периоды
промежуточная проверка
сенсоров и гамма-поглощений (газовая точка, пустая труба, нефтяная или водяная точка)!!!

30. Энергия на Режимах при Отсутствии Потока

100
102
45
1400
99.5
100
40
1200
35
99
98
98.5
96
1000
30
98
94
97.5
92
97
25
800
20
600
90
96.5
15
400
10
DPV[mbar]
Fg_lc[%]
88
96
200
5
86
95.5
0
9584
14:00
6:00
(%)
Fraction (%)
Gas Fraction
Gas
Differential Pressure (mbar)
Differential Pressure (mbar)
50
1600
9:00 14:15 12:00
14:30
15:00
18:00 14:45 21:00
15:00
0:00
Если есть возможность, всегда ведите регистрацию данных до и после притока

31. Пример: забился датчик давления (гидраты)

Проблема
решена
Забился
лайнер
давления PL.
Дебиты не
представительны

32. Пример: песок

33.

Проверка Измерений – пробковый режим
Истощенные скважины оборудованные штанговыми насосами, а иногда ЭЦН и
винтовыми насосами работающими в режиме
200
175
25000
150
20000
125
100
15000
75
10000
50
5000
25
0
0
Время, дд.мм.гг чч:мм / Time, dd.mm.yy hh:mm
Нефть (Oil), тонн/сут.
Вода (Water), тонн/сут.
Газ (Gas), м3/сут.
Расход газа (gas flow rate), м3/сут.
Расход нефти и воды (oil & water flow rates), тонн/сут.
При падении DPV менее 10 мбар возможно занижение
дебита газа до 2 раз
30000

34.

Проверка Измерений – математическая модель

35.

Проверка Измерений – доля газа (αg) и GVF, WLR и Mul
GVF = 30 - 90 % Область применения Vx на традиционных нефтях
Вязкость жидкости в линии (Mu_l_lc[cP] < 100 сПз)

36.

Эффект высокого газового фактора
Так же как и любой измерительный прибор – МРм не универсален,
рабочая зона может быть расширена, но должны иметь место некоторые
требования или дополнительные процедуры (например при высоком
газовом факторе (GVF>91/96%) Основным эффектом будет сильное
влияние на обводненность.
Газ
Вода
Нефть
При 90% GVF:
10% WLR - физически
представляет собой 1%
обводненности в сечении
Вентури

37.

Эффект высокого газового фактора
Неверная газовая
точка
Газовая точка
С неверной газовой точкой как
будет отличаться полученая
обводненность от реальной?
Завышена или занижена?

38.

Метрология при GVF > 90%. Пример
Диапазон колебание обводненности
от -20 % до + 40%

39.

Метрология при GVF > 90%. Пример
• При GVF > 90 - 95% можно попробовать сделать калибровку по газу
• Любой байпас расходомера при GVF > 90 – 95% может потенциально
интерпретироваться как калибровка по газу

40.

Проверка Измерений – доля газа (αg) и GVF. Метрология при GVF > 90%
Высокая чувствительность в
настройке газовой точки
Высокая чувствительность к
PVT (возможно нужна
FluidsID)
Высокое влияние большой
вязкости на GVF (з-н
проскальзывания)
ГОСТ Р8.615 ?

41.

Точка инверсии
Инверсия вязкости (или точка инверсии) –
вводимый параметр, который имеет пределы от
0.45 до 0.55 и используется в расчете суммарной
вязкости жидкости
Если обводненность выше точки обращения – вода будет
считаться постоянной фазой, а нефть – фазой, присутствующей в
воде, в обратном случае – нефть будет считаться постоянной
фазой, а вода – фазой, присутствующей в нефти.
Модель вязкости проверяется
температуры потока (нагреватель)
изменением

42.

Точка инверсии
Точка инверсии 0.5 (Обводненность 50%)
Диапазон инверсии +-5%

43.

Влияние ошибки в вязкости жидкости
• Как изменится модель движения фаз в трубе (скорость проскальзывания
газовой фазы) если вязкость нефти будет преувеличена при вводе?
Увеличится или уменьшится проскальзывание газа (скорость)?
• Что произойдет с общим массовым дебитом, если вязкость нефти будет
занижена при вводе?
Увеличится или уменьшится общий массовый дебит?

44.

Пример. Проверка вязкости
Некорректная модель вязкости.
При байпасе теплообменника
(изменении температуры)
дебит жидкости (общий
массовый дебит упал)

45.

Пример. Прохождение точки инверсии при очистке
скважины (реальный случай)
Инверсия
Вязкость жидкости
DPV
Дебит жидкости
Обводненность
Инверсию также можно смоделировать в Post-Processor

46.

Проверка Измерений – PVT

47. Влияние свойств жидкости

При линейных условиях:
– Плотности влияют на треугольник решений и, соответственно, на измерение фракций
– Плотности влияют на плотность смеси и, соответственно, на общий дебит
– Вязкость влияет на проскальзывание и истечение (эффект значителен только для
высоковязких жидкостей)
При стандартных условиях:
– Коэффициенты усадки и расширения, прямое и очевидное влияние на ГФ

48. Проверки PVT

Плотность газа в линии по PVT симуляторам
Разумные значения коэффициента усадки в зависимости от P, T и относительной
плотности
Связь между bo, Rst и плотностью насыщенной нефти нефти
Сравнивать Rst и GOR1 (GOR1>>Rst). ГФ (GOR) может иметь высокую погрешность,
если GOR1 ~ Rst), это обычно при низких GVF ~ 10%
Проверка по массовому балансу
Проверка массового баланса (сравнение общего массового дебита при линейных и
стандартных условиях) также выполняет перепроверку моделей радиоактивного
распада и PVT
Хороший массовый баланс по дебитам не подтверждает истинность модели PVT,
а плохой баланс не говорит о ее плохом качестве.

49. Формулы

qoil, SC bo.qoil, LC rgmp.bg.q gas, LC
qwat , SC bw.qwat ,lc rgwmp.q gas, LC
q gas, SC bg .q gas,lc Rst .bo.qoil,lc Rwst .bw.qwat ,lc
qoil, SCNP bo.qoil, LC
qwat , SCNP bw.qwat ,lc
q gas, SCNP bg.q gas,lc
GOR
q gas, SC
qoil, SC
GOR1
q gas, SCNP
WC
qwat , SC