Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти. Измеритель обводненности нефти


Измеритель обводненности Red Eye 2G

Доставка транспортной компанией по России от 3 дней (из наличия)

Заявка

Описание

Влагомеры нефти поточные RED EYE 2G (далее - влагомеры) предназначены для измерения содержания воды в добываемой водонефтяной смеси. Область применения - системы учета и контроля нефти и нефтепродуктов.

Влагомеры нефти поточные RED EYE 2G

ОПИСАНИЕ

Принцип действия влагомеров основан на измерении уровня поглощения нефтью и водой инфракрасного излз ения в анализируемой водонефтяной эмульсии. Измерения осуществляются на нескольких значениях длины волны, при которых коэффициенты поглощения нефти и воды существенно различны.

Влагомеры состоят из первичного преобразователя и электронного блока обработки информации.

Основными элементами первичного преобразователя являются: широкополосный источник ИК-излучения, проточная ячейка, оптоволоконный коллиматор, оптические фильтры и фотодиоды. Контролируемая водонефтяная смесь проходит через проточную ячейку, расположенную в измерительной трубке (длина оптического пути 2 мм).

Корпус электронного блока присоединяется к нефтепроводу с помощью фланцев или резьбового соединения. Электронный блок обеспечивает: обработку результатов измерений; отображение на цифровом дисплее результатов измерений, номера скважины и другой дополнительной информации; формирование аналогового выходного сигнала (4-20 мА), пропорционального содержанию воды; градуировку влагомера, температурную компенсацию; диагностику состояния влагомера.

Передача цифровой измерительной информации на основной компьютер осуществляется через порт связи RS-232 или RS-485. Влагомеры нефти поточные RED EYE 2G имеют взрывозащищенное исполнение lExdIffiT3.

 

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2

Диапазон измерений объемной доли воды, %

100

Пределы допускаемых значений абсолютной погрешности результатов измерений объемной доли воды, %:

±2

Диапазон аналогового выходного сигнала, мА

4-20

Потребляемая мощность, Вт, не более

10

Габаритные размеры, мм, не более: - электронный блок

250x140

- первичный преобразователь: длина

диаметр измерительной трубки

325 25

Масса, кг, не более

12

ngi-t.ru

Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти

 

Реферат:

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%. Влагомер состоит из двух независимых модулей, работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Первый модуль, содержащий датчик измерения импеданса и встроенный интегральный преобразователь импеданса, предназначен для работы на эмульсии типа «вода в нефти». Второй модуль содержит оптический датчик и предназначен для работы на эмульсии типа «нефть в воде». Модуль измерения импеданса определяет вещественную и мнимую части импеданса, передает сигналы измерения в микроконтроллер, где формируется сигнал включения и отключения оптического датчика при изменении типа водонефтяной эмульсии и обработка сигналов измерения обоих датчиков. Оптический модуль содержит два источника излучения и два фотодетектора, токи которых поступают в микроконтроллер, где реализуется обработка данных и рассчитывается обводненность водонефтяной эмульсии с учетом различия в дисперсности эмульсии.

МПК8 G01N27/02 (2006.01), E21B43/00 (2006.01)

ПОЛНОДИАПАЗОННЫЙ ПОТОЧНЫЙ ВЛАГОМЕР СЫРОЙ НЕФТИ

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти (содержания нефти в воде) при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен поточный емкостной (диэлькометрический) влагомер для измерения содержания воды в водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), включающий в себя корпус в виде металлической трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, емкостной датчик, средства обработки сигналов емкостного датчика и средства представления результатов измерений. Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависит от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти. Первый электрод соединен со средствами обработки сигналов (с цепью автогенератора синусоидальных колебаний напряжения, который соединен со средствами обработки сигналов (см. RU 2024862)) посредством изолированного относительно корпуса и водонефтяной смеси вывода, герметично закрепленного в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса. На все поверхности внутреннего электрода, контактирующие с водонефтяной смесью, может быть нанесено изолирующее диэлектрическое покрытие, которое предотвращает замыкание обкладок конденсатора при заполнении межэлектродного пространства пластовой водой (см. RU 2034287 и RU 2065603).

Общим недостатком влагомеров описанной выше конструкции является недостаточная точность (недопустимо высокая погрешность) при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов, таких как изменение температуры и сезонной вариабельности минерализации воды и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений (недопустимо высокая погрешность).

Известен поточный влагомер сырой нефти, выпускаемый под торговой маркой Red Eye (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), включающий в себя корпус, выполненный в виде в виде трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, инфракрасный датчик, средства обработки сигналов датчика и средства представления результатов

измерений. В этом приборе для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Инфракрасный датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды).

Описанный влагомер обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye (влагомер такого типа сильно подвержен неконтролируемому влиянию дисперсности эмульсии на показания во всем диапазоне обводненности - абсолютная погрешность измерения достигает ±10%).

Таким образом, все приборы, использующие либо емкостной (диэлько-метрический), либо оптический способ измерения влажности не обеспечивают высокую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти (свидетельство на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006), включающий в себя емкостный датчик и оптический датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси. Описанный прибор обеспечивает достаточно высокую точность определения содержания воды в водонефтяной смеси (не хуже 1,5% объемного содержания воды в диапазоне от 0 до 100%).

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога (прототипа) технических решений заявленной группы может быть принят упомянутый выше поточный влагомер сырой нефти, описанный в патенте на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006.

Описанный в RU 57466 влагомер обеспечивает лишь приблизительное знание о типе измеряемой эмульсии в области инверсии эмульсии, поскольку в его конструкции использовано сравнение частоты автоколебаний в измерительной цепи емкостного датчика с заданным пороговым значением частоты автогенератора. Значение этой частоты задано на основе усредненных данных о диэлектрических свойствах нефти и не отражает свойств конкретного образца нефти. Однако заданная частота является основным критерием для выбора одного из двух датчиков (емкостного или оптического) в качестве источника сигнала для дальнейшей обработки в электронном блоке и выдаче показателя обводненности смеси. В итоге возможна ситуация использования того или иного измерительного датчика, неоптимального для данного типа эмульсии, когда, например, непрерывной средой становится водная, а измерительный сигнал поступает от емкостного датчика. Кроме того, для правильной работы описанного устройства необходима регулярная градуировка как емкостного, так и оптического канала измерений. Другим недостатком описанного в RU 57466 влагомера является сильная зависимость результатов измерения при высокой обводненности эмульсии от степени дисперсности входящей в ее состав нефти.

Предлагаемое устройство устраняет перечисленные недостатки. Для этого в устройстве реализован принцип выбора одного из двух измерительных модулей на основе измерения импеданса смеси и алгоритм устранения влияния дисперсности среды при использовании оптического модуля.

Фиг. 1 представляет конструкцию влагомера (в разрезе)

Фиг. 2 представляет блок-схему электронного устройства влагомера

Фиг. 3 представляет алгоритм определения обводненности

Влагомеры состоит из двух независимых модулей (фиг. 1), работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Модуль измерения импеданса (МИИ) предназначен для работы на обратной эмульсии типа «вода в нефти». Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) предназначен для работы на прямой эмульсии (типа «нефть в воде»). Оба модуля связаны с микроконтроллером, который осуществляет логическую и математическую обработку данных и передачу информации на телемеханику. Модули устанавливаются независимо в цилиндрический корпус, Г-образный или П-образный корпус в зависимости от исполнения.

Модуль измерения импеданса состоит из датчика, расположенного внутри корпуса с протекающим в нем потоком водонефтяной эмульсии, и интегрального преобразователя импеданса, в котором имеется встроенный генератор и 12-разрядный АЦП с частотой выборки 1 МГц. Генератор предназначен для подачи сигнала на измеряемую цепь, обладающую комплексным импедансом. Ответный сигнал оцифровывается встроенным АЦП, а затем средствами встроенного цифрового процессорного ядра производится быстрое фурье-преобразование (БПФ) полученных отсчетов. Алгоритм БПФ на выходе дает вещественную (R) и мнимую (I) составляющую импеданса, что позволяет пересчитать значение импеданса в амплитуду A и фазу следующим образом:

А = SQRT(R2 +I2)

= arctg(I/R)

Датчик модуля измерения импеданса может быть выполнен как в виде индуктивного датчика, так и в виде датчика емкостного типа. В последнем случае он включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости второго (внешнего), также цилиндрического, электрода, коаксиально по отношению по отношению к первому. Электроды изолированы по отношению к внешней трубе, с которой оба соосны. Внешний и внутренний цилиндрические элементы датчика фиксируются с помощью диэлектрических стержней к поверхности корпуса влагомера. Предложенный вариант конструкции сенсора позволяет уменьшить вклад индуктивности в импедансе и к тому же значительно уменьшить влияние шунтирующих емкость загрязнений. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, импеданс которой зависит от объемного соотношения воды и нефти в водонефтяной смеси. Электромагнитное поле в этом случае замкнуто в измерительном промежутке между двумя цилиндрическими электродами. Таким образом, влияние арматуры трубопровода размещения на мнимую часть импеданса можно свести к минимуму. Оптимальные соотношения внутреннего и внешнего радиуса цилиндрического конденсатора определяют исходя из необходимости получения при измерении импеданса представительной пробы в сечении трубопровода. С помощью цилиндрического конденсатора можно также значительно уменьшить искажения, вносимые в измерения импеданса пузырьками свободного газа в потоке жидкости, поскольку в вязкой жидкости, какой является водонефтяная эмульсия, наблюдается эффект концентрирования пузырьков около осевой линии (т.н. эффект «шнурования газа», объясняемый процессами внутреннего трения и распределения градиента скорости в ламинарном потоке, см. Мамаев В.А. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. - М., Недра, 1969).

Измерение импеданса и сдвига фаз между током и напряжением в водонефтяной смеси осуществляют при фиксированной частоте генератора (в частности, 100 кГц) и заданной амплитуде измерительного сигнала, подаваемого на обкладки цилиндрического конденсатора. Измерение комплексного импеданса может давать значения от 1 k до 10 M. Водонефтяная эмульсия характеризуется значительными различиями в электрической проводимости входящей в ее состав водносолевого раствора и углеводородов нефти. В частности, для рассолов нефтяных месторождений характерные значения удельного сопротивления составляют 10-1000 Ом.см (Берне Ф., Кардонье Ж. Водоочистка. - М., Химия, 1997). Для углеводородов нефти характерны значения удельного сопротивления 106 - 108 Ом.см. Таким образом, соотношение между действительной и мнимой частью импеданса меняется в пределах 10-7 - 10-3. Верхнее значение этого диапазона (10-3) может быть принято в качестве порогового для определения типа эмульсии (прямая - с непрерывной нефтяной фазой или обратная с - непрерывной водной фазой). Использование измерителя импеданса с указанными параметрами позволяет ввести и другой, уточненный, критерий определения типа эмульсии на основе сравнения величин мнимой и реальной части комплексного сопротивления водонефтяной эмульсии, и выбора одного из двух сенсоров для дальнейшего использования в определении содержания воды или нефти. МИИ, в частности, предназначен для определения содержания воды в случае обратной эмульсии, для которой характерна минимальная проводимость.

Импеданс описанного цилиндрического конденсатора будет, таким образом, определяться в основном диэлектрической проницаемостью водонефтяной эмульсии, содержащейся между обкладками конденсатора. Диэлектрическая проницаемость эмульсии, в свою очередь, определяется соотношением содержания в ней воды и нефти. Использование строго фиксированной частоты преобразователя позволяет уменьшить погрешность измерения, вызванную различиями в дисперсионных свойствах эмульсии, что приводит к неопределенности в диэлектрических свойствах нефти. Это дает возможность предсказывать ход зависимости диэлектрических свойств обратной эмульсии нефти от объемного содержания в ней воды по измерению на малом количестве сухой нефти или по известному значению ее диэлектрической проницаемости. Эти два способа начальной градуировки модуля измерения импеданса используют для введения в память микропроцессора калибровочной кривой и расчета на ее основе значения обводненности по значению мнимой части импеданса.

Сигнал измеренного импеданса поступает в блок обработки данных (фиг. 2), смонтированный непосредственно на измерительной секции устройства. Электронная схема МИИ имеет в своем составе коммутационные устройства и эталонные элементы для проведения самотестирования и градуировки МИИ. Датчики температуры на основе термосопротивления, один из которых расположен в измеряемой среде, а второй в электронном блоке измерителя, позволяют корректировать параметры измерения, зависящие от температуры, и своевременно проводить переградуировку датчика измерения импеданса.

Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) представляет собой единую конструкцию из элементов передачи и приема излучения полупроводниковых лазерно-диодных модулей. Действие основано на измерении ослабления интенсивности оптического излучения, излучаемого лазерными диодами, при прохождении через водную среду, содержащую углеводороды. Ослабление оптического излучения, функционально связанное с концентрацией углеводородов и с рассеянием на дисперсных частицах углеводородов, измеряется током фотоприемника, который поступает в электронный блок микроконтроллера, где происходит обработка сигналов двух измерительных каналов с выдачей процентного содержания воды и нефти. Микроконтроллер выдает значение обводненности на внешнее устройство представления данных или на систему телемеханики через искробезопасный барьер.

Оптоэлектронный модуль при использовании его в варианте влагомера без МИИ работает в постоянном режиме, а при совместной работе с МИИ включается по управляющему сигналу с микроконтроллера МИИ при определении измеряемой среды как эмульсия типа «нефть в воде». Если же тип эмульсии определяется как «вода в нефти», ОЭМ переходит в пассивное состояние с отключенным питанием лазерно-диодных модулей (ЛДМ), что существенно увеличивает ресурс ЛДМ. Алгоритм определения обводненности с использованием обоих измерительных модулей представлен на фиг. 3.

Излучение от ЛДМ или светоизлучающих диодов (СИД), прошедшее через водонефтяную смесь, передается к фотоприемникам по световодным стержням, расположенным внутри металлических трубок. Такая конструкция используется для уменьшения влияния температуры измеряемой среды на величину фототока приемника. Световодные стержни имеют оптимальную длину, обеспечивающую удаление приемопередающих элементов от нагретой водонефтяной эмульсии.

ЛДМ, собранные на базе лазерных диодов или СИД с обратной связью по мощности (встроенные фотодиоды), управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе ЛДМ и поэтому не требуют коррекции параметров измерения от температуры измеряемой среды и деградации излучателей от времени.

Фотодиодные приемники излучения могут оснащаться охлаждающими устройствами (например, элементами Пельтье) для поддержания низкой температуры кристаллов фотодиодов с целью уменьшения темнового тока последних и расширения динамического диапазона оптического сенсора.

Для поддержания минимальной температуры ЛДМ и фотодетекторов и для эффективного отвода тепла от элементов Пельтье приемный и передающий модули имеют кожуха, выполняющие функцию воздушных радиаторов с термоизоляцией от арматуры трубопровода.

В предлагаемом решении используется два лазерных диода, излучающих на разных длинах волн. Один из ЛДМ или СИД выполнен с возможностью создания излучения в диапазоне 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм. Оптический путь в водонефтяной среде для двух излучателей также отличается из-за разной величины измерительных промежутков. Такая комбинация двух длин волн излучателей и измерительных промежутков в водонефтяной среде дает возможность определять соотношение воды и нефти для группы нефтей с широким диапазоном содержания асфальтенов (вносящих основной вклад в поглощение оптического излучения нефти) и решить основную проблему измерителей обводненности, основанных на принципе поглощения оптического излучения в водонефтяной среде - зависимость оптических свойств от степени дисперсности нефти в водонефтяной эмульсии. Различие степени поглощения и рассеяния света на разных длинах волн частицами нефти с разной дисперсностью позволило выработать алгоритм измерения, с помощью которого можно учесть влияние дисперсности частиц нефти на результат измерения обводненности.

В качестве примера приведем одно из возможных уравнений, с достаточной точностью описывающих вклад рассеяния и поглощения в ослабление излучения (см., например, К.Борен, Д.Хафмен. Поглощение и рассеяние света малыми частицами. - М., Мир, 1986). Интенсивность прошедшего через эмульсию света It определяется выражением:

lg(I0/It) = kCbd3/(d4 + a4),

где b - толщина слоя эмульсии, d - средний диаметр диспергированных частиц, k и a - константы, зависящие от природы эмульсии и распределения ее частиц по размерам, С - объемная концентрация дисперсной фазы в воде. Такое же уравнение можно записать для другой длины волны 2. Поскольку константы k и a одинаковы для обоих измерительных каналов, толщины поглощающего слоя эмульсии b1 и b2 известны, получаем систему двух уравнений с двумя неизвестными, решение которых дает возможность найти значение концентрации С и среднего диаметра частиц d.

Решение этой системы уравнений может быть реализовано в микроконтроллере, который выдает в результате вычислений значение концентрации дисперсной фазы (содержание нефти в эмульсии) или же концентрации непрерывной водной фазы (обводненность водонефтяной эмульсии).

Для решения этой системы уравнений необходимо провести калибровку ОЭМ на конкретном типе нефти. Коэффициент a вводится при заводской калибровке ОЭМ на стенде, позволяющем при равном процентном содержании дисперсной фазы создавать эмульсии с разной дисперсностью.

Вместо указанных уравнений могут быть использованы другие варианты определения обводненности с учетом рассеяния, в частности, система нелинейных уравнений с двумя неизвестными (обводненностью и средним размером частиц), где уравнения являются зависимостями величин, функционально связанных со значениями фототоков на выходе двух фотодетекторов, от обводненности смеси, при этом дисперсность эмульсии может входить в виде параметра в коэффициентах многочленов. Значения этого параметра могут изменяться в пределах, устанавливаемых при градуировке прибора. Решение этой системы уравнений и определение обводненности может быть реализовано непосредственно в микроконтроллере.

Фиксированные измерительные промежутки и узкополосное излучение, генерируемое лазерными диодами для каждого канала, позволяют упростить процедуру проведения начальной градуировки ОЭМ по измерению оптического поглощения на двух длинах волн. Градуировка ОЭМ проводится на малом количестве сухой нефти (до 50 мл) определенного типа, характерного для условий эксплуатации прибора. В результате градуировки в электронный блок вводится зависимость, связывающая оптические свойства прямой эмульсии нефти с объемным содержанием в ней воды.

Предложенные варианты устройства позволяют снизить погрешность определения содержания воды и нефти в водонефтяной смеси. В ходе проведенных испытаний полезной модели были достигнуты следующие пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерений содержания воды в водонефтяной смеси, в диапазонах объемного содержания воды, %,:

От 0% до 20% воды +0,5
От 20% до 70% воды +1,0
От 70% до 98% воды +0,5

1. Поточный влагомер сырой нефти, включающий датчик измерения импеданса и оптоэлектронный датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси, и средства для обработки сигналов датчиков, выполненные с возможностью передачи сигналов средствам представления результатов измерений.

2. Влагомер по п.1, характеризующийся тем, что измерительный преобразователь датчика измерения импеданса имеет возможность определять и сравнивать значения действительной и мнимой частей импеданса и формировать сигнал на включение и отключение оптоэлектронного датчика.

3. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса выполнен в виде двух коаксиальных проводящих цилиндров, изолированных по отношению к внешней трубопроводной арматуре.

4. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса установлен коаксиально внутри отрезка измерительной секции влагомера.

5. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что оптоэлектронный датчик выполнен в виде двух модулей, состоящих каждый из лазерного диода или светоизлучающего диода и фотоприемника.

6. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что один из лазерных диодов или светоизлучающего диодов излучает в диапазоне длин волн 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм.

7. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что блок обработки данных оптоэлектронного модуля реализует решение системы уравнений с явно или неявно заданным значением обводненности.

8. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что интенсивности излучения лазерных диодов управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе.

9. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что фотоприемники оптоэлектронных модулей охлаждаются с помощью элементов Пельтье.

poleznayamodel.ru

способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин - патент РФ 2578065

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа. Разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2578065

Техническое решение относится к сфере добычи нефти и газа, а именно для определения содержания воды, нефти и газа в продукции скважин.

В нефтедобывающей промышленности применяются как сепарационные, так и бессепарационные измерительные установки для измерения продукции скважин. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефти, газа и воды) наиболее распространены как в России, так и во всем мире. Они реализуются по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.

В России широко распространены автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), которые обеспечивают поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. Как правило, эти установки оснащаются турбинными счетчиками для измерения объемного расхода жидкости, а для измерения плотности и содержания воды в продукции скважин используют периодический отбор проб с последующим их анализом в лаборатории. Однако в последние годы все большее распространение получают специализированные измерительные комплексы для учета продукции скважин, снабженные поточным измерителем плотности (кориолисового типа, гамма-радиационным и др.), обводненности (емкостной, микроволновый, инфракрасный и др.) и других параметров нефтеводогазовой смеси, а также снабженные контроллерами, позволяющими вычислять массовый (объемный) расход нефти, воды и пр. в режиме реального времени. Такие системы постепенно вытесняют традиционные способы измерения, основанные на лабораторных исследовании объемных проб.

Известны установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанные в принадлежащих компании Micro Motion, Inc. патентах RU 2168011 С2, 27.05.2001 (американский патент-аналог US 5654502 А, 06.08.1997) и RU 2270981 С2, 27.02.2006 (американские патенты-аналоги US 6318156 А, 20.11.2001, US 6564619 А, 20.05.2003, US 6810719 А, 02.11.2004 и US 7013715 А, 21.03.2006). Установки содержат переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором, предназначенным для отделения газа (гравитационный сепаратор по патенту RU 2168011 и циклонный (вихревой) сепаратор по патенту RU 2270981), газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер (вихревого типа по патенту RU 2168011 и кориолисового типа по патенту RU 2270981). На жидкостной линии также установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии и вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. В полезной модели RU 35824 U1, 10.02.2004 описана аналогичная установка, не содержащая специального влагомера, при этом обводненность вычисляют по заданным формулам с использованием измеренных кориолисовым расходомером значений расхода протекающей жидкости. Расчеты осуществляют на удаленном компьютере (или специальном блоке вторичной электроники со встроенным микропроцессором), соединенном с кориолисовым расходомером и образующим вместе с ним блок двухфазной расходометрии, то есть часть вычислений производится на этом удаленном компьютере, а не в контроллере установки.

Описанные устройства обеспечивают разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкостную составляющие, а также измерение расходов отдельных компонентов продукции скважины. Однако они не в состоянии нормально работать в условиях больших колебаний содержания воды в продукции скважин (от 0% до более 98% объема смеси), поскольку ни один из используемых в них типов влагомеров не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности. Для измерения обводненности продукции скважин в реальном времени до последнего времени использовали в основном автоматические проточные влагомеры резистивного или емкостного (диэлькометрического) типа, однако они не обеспечивают приемлемую точность измерений для эмульсий типа «нефть в воде», так как точность измерения для них определяется косвенными параметрами, в частности, соленостью, температурой смеси, содержанием свободного газа и пр., которые сложно использовать при регулировании прибора в реальных условиях эксплуатации. Другие типы влагомеров, при использовании их в широком диапазоне значений обводненности (т.е. как на прямых, так и на обратных эмульсиях), также требуют ручной регулировки параметров путем использования процедур, которые невозможно выполнять в промысловых условиях.

В устройстве по патенту RU 2168011 для снижения погрешности измерений, вызываемой присутствием свободного газа в смеси, при опорожнении сепарационной камеры в ней поддерживают постоянное давление с помощью источника сжатого воздуха, что позволяет исключить дополнительное выделение из нефти растворенного в нее газа, но не уменьшить влияние на точность измерений остающегося в нефти свободного газа.

В устройстве по патенту RU 2270981 влияние свободного газа на измеряемые значения плотности и обводненности учитывают за счет того, что значение обводненности определяют путем решения в контроллере установки системы уравнений, причем в одно из уравнений системы в качестве переменных входят объемные доли воды, нефти и свободного газа, а также измеряемые значения плотности смеси, воды, нефти и свободного газа, а другое уравнение системы представляет собой некоторую уникальную для конкретного типа влагомера функцию, соответствующую фактически измеряемым влагомером значениям обводненности.

Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте RU 2114398 С1, 27.06.1998 (американский патент-аналог US 5259239 А). Указанное устройство также включает в себя измерительную секцию, аналогичную описанной выше, и контроллер, выполненный с возможностью задания значений плотности и диэлектрической проницаемости воды, измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси ( ж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси ( ж), а также температуры и давления смеси. При этом контроллер выполнен с возможностью определения объемной доли воды в нефтеводогазовой смеси путем решения системы уравнений, включающих в себя значения ж и ж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, углеводородов и плотность углеводородов - в качестве неизвестных указанной системы уравнений. Углеводородную составляющую смеси (нефть и попутный газ) рассматривают как единую фазу смеси, плотность которой рассматривают как одну из неизвестных в уравнениях указанной системы. Кроме того, в процессе измерений производят корректировку по температуре значений плотности и диэлектрической проницаемости воды.

Описанные технические решения не в состоянии нормально работать в условиях больших газовых факторов (до 50% по объему свободного газа). Как правило, для измерений с приемлемой погрешностью требуются газожидкостные сепараторы различных конструкций, что значительно удорожает измерительную установку.

Предлагаемый способ многофазного измерения расхода продукции скважин конструктивно и технологически отличается от способов измерения расхода продукции скважин аналогичных устройств тем, что поток нефтегазовой смеси разделяется на газовую составляющую (частичное отделение свободного газа, выделившегося из нефти при рабочих термобарических условиях) и жидкостную составляющую с незначительной долей свободного газа.

Отделение большей части свободного газа осуществляется с помощью наклонного газоотделителя, и эта большая часть свободного газа измеряется объемным расходомером-счетчиком газа. Для повышения точности измерения объемного расхода газа в системе отбора газа предусмотрено устройство для отделения капельной жидкости, в частности каплеотбойник.

Наклонные газоотделители применяли в практике нефтедобычи в СССР еще в 1960-е годы. Как правило, они устанавливались перед основным сепаратором, где проходило разделение жидкости на нефть и воду. Основное назначение газоотделителя в этом случае - ускорить процесс разделения жидкости (см., например а.с. СССР № 1535575, 15.01.1990 и патент RU 2009688, 30.03.1994). Опыт проектирования, изготовления и эксплуатации трубчатых газоотделителей показал, что при стабильных газожидкостных потоках газоотделитель обеспечивает отделение и отвод свободного газа (более чем 95% от общего объема) в широком диапазоне расходных параметров газожидкостных потоков, за исключением сильнообводненных жидкостей и пульсирующих (пробковых) потоков.

Узел трубчатого типа для предварительного отбора газа из продукции скважин используется также в патенте на полезную модель RU 77348, 11.06.2008, описывающем установку для измерения дебита скважин (прототип). В этой установке отделяемый газ замеряется с помощью счетчика-расходомера, а жидкостная часть потока поступает в вертикальный мерный резервуар. Этот способ, однако, имеет недостатки в силу того, что измерения проводятся периодически по мере наполнения и слива мерного резервуара.

В предлагаемом техническом решении данные недостатки прототипа устранены - измерения происходят непрерывно в одном режиме, тем самым исключается циклическая погрешность измерений, а также устраняется необходимость в мерном резервуаре.

Согласно изобретению способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения расхода жидкости и газа разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства предварительного отбора газа (поз. 15, фиг. 1) в виде наклонного трубчатого газоотделителя (аналогично описываемому в прототипе), но без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. Тем самым обеспечивается снижение содержания свободного газа в жидкостной части нефтегазового потока до уровня 5%, при котором измерение расхода жидкости массомером кориолисова типа проводится с погрешностью 1-1,5%, приемлемой для большинства схем измерения извлекаемых углеводородов. В качестве массомера может быть использован счетчик-массомер кориолисова типа компании Invensys-Foxboro или аналогичный им с использованием цифровой обработки сигнала, позволяющей частично устранить влияние пузырьков свободного газа.

Для определения содержания воды и нефти в жидкостной составляющей в системе используется широкодиапазонный поточный влагомер, способный определять содержание воды в нефти в диапазоне от 0 до 98%. Поточные влагомеры, удовлетворяющие этим условиям, основаны на поглощении электромагнитного излучения молекулами воды в СВЧ-диапазоне или на поглощении оптического излучения молекулами углеводородов в оптическом или инфракрасном диапазоне. Примерами поточных устройств СВЧ-типа могут быть приборы ПВН-615 (г. Фрязино, Московская обл.), а приборов в оптическом диапазоне - ВОЕСН (г. Бугульма, РТ) или Red Eye 2G (США).

В процессе измерений измеряются следующие параметры:

- Мс - масса газожидкостной смеси (с некоторой частью свободного газа):

- с - плотность газожидкостной смеси;

- W - объемная обводненность газожидкостной смеси;

- Qгсв - объемный расход (объем) свободного газа;

- Рр - рабочее давление измеряемой среды;

- Тр - рабочая температура измеряемой среды.

Для повышения точности вычисления дебита скважин в контроллер вводят специальные программы, способные учитывать влияние свободного и растворенного в термобарических условиях газа [1].

На первом этапе вычисляют плотность жидкой фазы ж, с учетом данных по плотностям нефти (нд), воды (в) и газа (г), приведенных к рабочим условиям, а также с учетом удельного объема газа Гр, растворенного в нефти в рабочих условиях:

Затем, используя измеренные в массомере значения Мс и с, вычисляются объем и масса свободного газа ( и МГсв), прошедшего через массомер, и определяется массовый расход жидкой фазы смеси Мж, прошедшей через массомер:

Мж=Мс-МГсв

Полученное значение Мж позволяло вычислять массовый расход нефти Мн без учета воды.

Суммарный объемный расход свободного газа, приведенного к стандартным условиям, прошедший через измерительную установку, определяется суммированием показаний счетчика газа (в газовой линии) и вычисленного объема свободного газа в жидкости, прошедшей через массомер, с учетом давлений и температур в газовой и жидкостной линиях.

Новизна технического решения заключается в том, что в устройстве отделения попутного газа установлен расходомер-счетчик газа с сепаратором капельной жидкости, а в жидкостной линии - расходомер-счетчик кориолисова типа, способный измерять расход жидкости, содержащей свободный газ, и поточный влагомер, работающий в широком диапазоне обводненности смеси. Информационные выходы датчиков и преобразователей расхода подключены к многоканальному входу микроконтроллера, в котором реализуется программа учета окклюдированного и растворенного в жидкости нефтяного газа. Способ обеспечивает лучшие точностные показатели и более высокие потребительские свойства по сравнению с известными техническими решениями.

Общая функциональная схема предложенного способа измерения продукции нефтегазодобывающих скважин представлена на фиг. 1 (гидравлическая схема способа измерения) и включает следующие действия: разделение потока продукции скважин на газ и жидкость (фиг. 1, поз. 15), измерение массового расхода и плотности жидкости массовым расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером (фиг. 1, поз. 2), измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером (фиг. 1, поз. 18), при этом разделение большей части свободного газа от жидкости осуществляют с помощью устройства предварительного отбора газа в виде наклонного трубчатого газоотделителя, затем газ пропускают через сепаратор капельной жидкости в виде каплеотбойника (фиг. 1, поз. 4), и после этого измеряют объемный расход газа (фиг. 1, поз. 3). На фиг. 1 поз. 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 обозначены шаровые краны; поз. 12 - кран-регулятор, при помощи которого регулируют (устанавливают) расход газа в газовой линии, минимизируя попадание в нее капельной жидкости, автоматический, связан со счетчиком газа поз. 3; поз. 1 - манометр показывающий; поз. 13 - труба диаметром 80 мм; поз. 14 - фильтр входной; поз. 16 - датчик температуры; поз. 17 - датчик дифференциального давления.

Промысловые испытания измерительной установки, основанной на предложенном способе, подтвердили эффективность предложенного технического решения.

Источники информации

[1] А.А. Гончаров, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян. О возможности учета окклюдированного и растворенного газа на АГЗУ при измерении с помощью установки КТС-ИУ. - НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009, № 4, с. 21-24.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин, включающий разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения расхода жидкости и газа разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа.

2. Способ по п.1, при котором применяется контроллер с реализованной программой определения растворенного и окклюдированного в нефти газа с целью повышения точности измерения нефти и газа.

www.freepatent.ru

Программно-аппаратный комплекс для измерения состава и расхода жидкости, добываемой из нефтяных скважин "Канал квант"

Важной задачей технологии нефтедобычи является контроль состава и расхода жидкости, добываемой из нефтяных скважин. Если для измерения расхода жидкости существует довольно много методов со своими достоинствами и недостатками, то измерение содержания воды является сложной технической задачей. Дело в том, что из скважины всегда добывается трехкомпонентная смесь: нефть, соленая вода и попутный газ. В связи с этим для измерения состава смеси нужно либо разделить ее, отделив хотя бы газ, либо использовать метод, который позволяет учесть наличие газа в смеси. Первый способ предполагает использование отбора проб с дальнейшим длительным отстаиванием. Это требует использования сложных механических устройств и сопряжено со значительными затратами времени. В условиях холодной зимы в таком случае потребуется решение ряда сопутствующих проблем. Наиболее перспективными методами, позволяющими учесть наличие газа в составе исследуемой смеси являются методы ядерного или электронного магнитного резонанса. В методе ЯМР при измерении содержания воды используются разные значения времени ядерной релаксации протонов соленой воды и нефти, а содержание газа сказывается только на величине сигнала резонанса. Поэтому измерение состава может производиться непосредственно в потоке жидкости. Кроме того, при наличии дополнительных средств метод позволяет измерять скорость потока смеси. Устройство для измерения состава и потока защищено патентом РФ [1].

Назначение комплекса

Комплекс предназначен для использования на нефтяных промыслах для непрерывного контроля методами ядерного магнитного резонанса мгновенных, средних и суммарных расходов скважинной жидкости и нефти,

протекающих через измерительную ячейку, состава жидкости, а также давления и температуры. Описываемый комплекс позволяет измерять содержание воды в составе жидкой части смеси в диапазоне от 0 до 100% с точностью ±5% и объемный расход жидкости в диапазоне расходов от 0 до 60 м3/сутки с точностью ±4%. Программное обеспечение комплекса имеет следующие функциональные возможности:

• Процедуры измерений могут запускаться с заданным периодом времени или непрерывно, по готовности измерителя, а также по команде оператора. Результатами измерения являются значения расхода жидкости, нефти, коэффициент заполнения ячейки и значения давления и температуры.

• Автокалибровка измерителя с помощью заданного набора операций позволяет измерителю периодически самонастраиваться при изменении внешних условий.

• Измеритель может работать в 2 режимах: режиме настройки и в режиме замера. В обоих режимах выполняется автокалибровка и измерения в заданных режимах запуска. В режиме замера ведется архив измеренных данных, в который с заданным периодом времени записываются мгновенные значения измеренных данных. По содержимому архива оператор имеет возможность восстановить графики изменений расхода компонент от времени, а также вычислять средние значения расходов за нужные промежутки времени. Кроме архива данных в режиме замера ведется архив сообщений, в который записываются сообщения об изменении параметров, аварийных и операторских отключениях измерителя, что позволяет контролировать события, произошедшие в процессе замера.

• Измеритель может быть включен в общую сеть с другими устройствами автоматики скважины или группового заборного участка (ГЗУ) и обслуживаться диспетчерской программой для получения мгновенных или усредненных данных.

Состав комплекса

Рис. 1. Блок-схема измерителя расхода и состава скважинной жидкост

В состав комплекса входит измеритель с собственным контроллером, устанавливаемый на трубопровод с измеряемым потоком, и обслуживающий компьютер типа IBM PC, связанный с контроллером измерителя посредством последовательного интерфейса RS-232 или RS-485 (через соответствующий преобразователь), либо через радиомодем и контроллер фирмы "Смарт +". Компьютер может обслуживать несколько измерителей.

Измеритель состоит из следующих узлов, размещенных в общем корпусе:

• Измерительная ячейка, устанавливаемая на трубопроводе и включающая магнитную систему на базе постоянного магнита с катушкой настройки поля, приемо-передающую катушку ЯМР, градиентную катушку, датчики давления и температуры.

• Приемо-передающий блок, включающий передатчик и приемник сигнала ЯМР, блок управления магнитной системой, блок управления импульсным градиентом, формирователи сигналов датчиков.

• Блок управления и обработки сигналов в составе:

а) контроллера измерителя на базе контроллера CPU-188-5 фирмы Fastwel с установленным таймером реального времени и дополнительным энергонезависимым ОЗУ типа КМОП объемом 128 кб

б) платы управления, включающей: двухканаль-ный аналого-цифровой преобразователь с коммутатором, предназначенный для измерения сигналов ЯМР и сигналов давления и температуры; 4-канальный цифро-аналоговый

преобразователь для управления мощностью передатчика, сигналом импульсного градиента и величиной тока настройки магнитного поля; схему формирования цифровых сигналов управления приемо-передающим блоком; синтезатор частоты передатчика в) блока квадратурных детекторов сигнала приемника ЯМР и формирователя радиочастотных импульсов передатчика. Блок-схема измерителя показана на рис.1. Датчики давления и температуры не показаны. В процессе измерений составные части комплекса взаимодействуют следующим образом:

Синтезатор частоты, формирователь сигналов управления и формирователь импульсов передатчика вырабатывают радиочастотный импульс, который поступает на выходной каскад усилителя мощности. С его выхода импульс подается на приемо-передающую катушку, находящуюся в потоке жидкости. После этого приемник ЯМР принимает ответный сигнал спин-системы жидкости, усиливает и передает его в блок квадратурных детекторов, после чего полученные аналоговые сигналы оцифровываются и записываются в программный буфер. Контроллер обрабатывает содержимое буфера по специальным алгоритмам и вычисляет целевые параметры. При измерениях используются сложные последовательности импульсов, накопление данных по нескольким запускам, воздействие на систему импульсными градиентами, а при настройке измерителя могут изменяться ток настройки поля, частота синтезатора, мощность передатчика, резонансная частота приемного контура.

Программное обеспечение комплекса

В состав программного обеспечения комплекса входят 2 компоненты:

• Программа NEDRN.EXE v.4.0, устанавливаемая на контроллер измерителя, обеспечивающая автономное выполнение функций измерения расходов и ведения архивов, а также выполняющая команды, поступающие с обслуживающего компьютера.

• Приложение NEDRD v.4.0, устанавливаемое на обслуживающем компьютере под управлением ОС Microsoft Windows 98/ ME/ 2000/ XP с установленным пакетом MS Office 97/ 2000 (используется редактор электронных таблиц Excel). Приложение обеспечивает возможности управления измерителем, настройки, получения и отображения мгновенных, усредненных и суммарных данных расходов, получения данных из архивов с переносом их в таблицы и графики Excel, получение промежуточных данных измерений и отображение их на графиках в целях настройки измерителя. Приложение позволяет управлять несколькими измерителями при использовании связи по RS-485. Для загрузки и отладки программы измерителя в процессе разработки и настройки на управляющем или другом компьютере может использоваться приложение HyperTerminal из состава операционной системы Windows, работающее в качестве удаленной консоли контроллера.

Программа управления измерителем NEDRN.EXE

Программа устанавливается на флеш-диск контроллера измерителя и обеспечивает управление всеми устройствами измерителя в процессе его работы в автоматическом режиме, а также исполнение команд, полученных от обслуживающего компьютера. Программа выполняет следующие функции:

• Исполнение измерительных, калибровочных и контрольных операций, запускаемых по времени и по командам обслуживающего компьютера в соответствии с заданными периодами и режимами запуска с возможностью настройки количества и типов операций, запускаемых в процессах калибровки и измерений.

• Ведение архива данных в энергонезависимой памяти с общим количеством записей до 5120 и архива сообщений с количеством до 1024 сообщений. При переполнении архивов теряются самые старые записи.

• Хранение набора управляющих параметров модулей программы и операций в энергонезависимой памяти, с возможностью их сохранения в файле на флеш-диске контроллера. Сохранность массива параметров проверяется по контрольной сумме при каждом запуске программы. При несовпадении контрольной суммы параметры перезагружаются из файла. Параметры, получаемые в процессе автокалибровки, и некоторые другие параметры, изменяемые в процессе работы программы, также хранятся в ЭНП, но не подвергаются проверке на сохранность по контрольной сумме. Тем не менее, их значения сохраняются при перезапусках программы и могут использоваться в следующем сеансе.

• При обмене с управляющим компьютером программа работает в режиме сервера, т.е. отвечает на его запросы и выполняет соответствующие действия. В набор команд входят команды получения и изменения параметров, хранящихся в ЭНП; получения и изменения некоторых переменных и элементов массивов; получения мгновенных, средних и суммарных данных расхода, состава, давления и температуры; получения записей данных и сообщений из архивов; команды управления архивами; команды запуска операций и режимов; команды обмена файлами между контроллером и управляющим компьютером. Процедуры измерений и обмена с компьютером могут производиться параллельно, поэтому измеритель отвечает управляющему компьютеру независимо от количества и характера выполняемых им в этот момент времени действий. Действия программного обеспечения в процессах измерения и калибровки разделяются на отдельные процедуры — операции. Каждая операция представляет собой некоторое действие, результатом которого является получение какого-либо измеряемого параметра, либо параметров настройки измерителя, а также некоторых промежуточных данных в виде массивов, которые можно затем наблюдать в виде графиков в программе обслуживания NEDRD. Модули операций включают в себя определение следующих этапов операций:

1) Заполнение массива управляющей последовательности, при котором в специальном буфере программы создается набор команд управления устройствами измерителя.

2) Исполнение управляющей последовательности с получением массивов измеряемого сигнала.

3) Обработка массивов. Этапы 2 и 3 выполняются в цикле накопления или настройки. При накоплении производится простое повторение запуска, а при настройке на этапе 3 могут изменяться параметры последовательности для следующего запуска.

4) Обработка данных после завершения накопления или настройки. Производится вычисление измеряемых параметров или модификация настроек. Параметры запуска операций и обработки данных могут модифицироваться в зависимости от того, как запущена операция, поэтому в одной и той же операции выполняются разные действия при запуске в пакете измерения (вычисляются и обновляются измеряемые данные), пакете калибровки (обновляются параметры текущих настроек измерителя) и при отладочном запуске (заполняются массивы для отображения графиков).

Модули операций имеют единый интерфейс, поэтому в состав программы при доработке можно легко добавлять новые операции, изменять алгоритмы существующих. В состав набора операций программы NEDRN версии 4.0 входят следующие модули операций:

1) Настройка магнитного поля измерителя. Производится подбор тока управления магнитным полем для точной настройки на резонанс.

2) Измерение состава смеси. Производится измерение спада поперечной релаксации с помощью последовательности Карра-Парселла и обработка с применением калибровочных коэффициентов. Результатами операции являются относительное содержание нефти в жидкой фазе смеси и коэффициент заполнения ячейки, вычисляемый по уменьшению амплитуды сигнала.

3) Измерение давления и температуры. Измеряются сигналы датчиков давления и температуры. Результатами операции являются значения в физических единицах, вычисляемые с применением калибровочных полиномов.

4) Настройка передатчика ЯМР. Производится настройка мощности передатчика для обеспечения оптимальных условий наблюдения сигнала ЯМР.

5) Проверка настройки приемника ЯМР. Вычисляется частотная характеристика приемного тракта. Используется в отладочных целях.

6) Измерение спинового эха. Используется для исследования влияния градиента поля на форму сигнала спинового эха. Используется в отладочных целях.

7) Измерение расхода (скорости) смеси. Измеряется параметр, пропорциональный скорости потока по сдвигу фаз сигналов ЯМР, возникающему в присутствии импульсного градиента магнитного поля. Результатом является значение расхода смеси, вычисляемого с помощью калибровочных параметров с учетом коэффициента заполнения.

8) Настройка приемника ЯМР. Производится настройка приемного контура ячейки на резонанс.

Программа обслуживания измерителей NEDRD

Программа NEDRD v.4.0 предназначена для операторского управления одним или несколькими измерителями с установленной программой NEDRN.EXE v.4.0. Программа выполняет следующие функции:

• Выбор и настройка последовательного порта компьютера для обслуживания измерителей с возможностью обмена через радиомодем фирмы "Интеграл" и контроллер "Стандарт" производства фирмы "Смарт плюс", выбор контролируемого измерителя по его сетевому адресу и маршруту, возможность отображения протокола обмена с измерителем с отображением команд запроса и ответа, а также сообщений об ошибках.

• Получение и изменение установок периодов и режимов запуска калибровки и измерений, периода и режима архивирования.

• Периодический автоматический или с ручным запуском контроль и отображение состояния выбранного измерителя, текущих и средних измеренных значений расхода жидкости и нефти, обводненности, температуры и давления, а также суммарных значений расхода.

• Запуск и остановка режима замера; отображение временных границ текущего или последнего завершенного замера; управление архивами измерителя: очистка и восстановление; коррекция текущего времени измерителя.

• Открытие предустановленного файла электронной таблицы MS Excel и загрузка в него содержимого архивов данных и сообщений измерителя с возможностью добавления к ранее загруженным данным, отображение графиков зависимостей данных от времени в различных форматах.

• Контроль, отображение и изменение значений параметров измерителя, хранящихся в его энергонезависимой памяти, списками по их категориям.

• Настройка списка операций, загружаемых при инициализации измерителя, выбор операций, используемых в пакетах калибровки и измерения.

• Запуск отдельных операций измерителя в отладочном режиме, получение данных и построение графиков массивов отладочных результатов.

• Возможна настройка меню параметров, графиков и текстов сообщений через текстовые файлы форматов, чтобы адаптировать приложение к новым версиям программы управления измерителем.

• Поддерживаются пересылка файлов на флеш-диск контроллера и получение файлов с него.

На рисунках 2-4 показаны иллюстрации работы программы NEDRD, комментарии в подписях.

Рис.2. Главное окно программы управления измерителем NEDRD

Рис.3. Окно графика спада релаксации смеси вода-нефть, полученного в отладочном запуске операции измерения состава смеси

Рис.4. Графики зависимостей измеренных расходов смеси и нефти от времени, полученные из содержимого архива данных измерителя. В процессе замера производилось переключение измеряемого потока между скважинами, подключенными к ГЗУ

Опытная эксплуатация

Комплекс разработан и производится на Альметьевском заводе "Радиоприбор" (г.Альметьевск, респ. Татарстан) и проходит опытную эксплуатацию в НГДУ "Прикамнефть" ОАО "Татнефть".

Для испытания измеритель был установлен на трубопровод замерного устройства ГЗУ после автоматического дистанционного переключателя потока жидкости с нескольких скважин. Испытание показало удовлетворительные метрологические характеристики и отсутствие фатальных сбоев в течение двух месяцев круглосуточной эксплуатации. Для получения информации измеритель был подключен к информационной сети автоматизации ГЗУ и обслуживался общей диспетчерской программой цеха добычи нефти и газа для контроля и регистрации измеряемых данных. Для получения данных из архивов измерителя и контроля настроек производилось периодическое (один раз в 1 -2 недели) подключение его к компьютеру с установленной программой NEDRD.

На рис.5 показан внешний вид измерителя, подключенного к трубопроводу с измеряемым потоком, а на рис.6 вид измерителя с открытой крышкой отсека электроники.

Рис.5. Внешний вид измерителя, подключенного к трубопроводу

Рис. 6. Вид измерителя с открытой крышкой блока электроники

Для достижения заданных метрологических характеристик измеритель должен быть прокалиброван с применением воды и нефти, добываемых на участке, где устройство будет использоваться. На заводе производителе разработан и используется стенд для испытания и калибровки измерителей, его внешний вид с подключенным измерителем показан на рис.7.

Рис. 7. Калибровочный стенд с подключенным измерителем

Одиванов В.Л., Казанский институт биохимии и биофизики РАН, e-mail: [email protected]

Курбанов Р.Х., Казанский институт биохимии и биофизики РАН, e-mail: [email protected]

Садыков И.И., главный конструктор, Альметьевский завод "Радиоприбор", e-mail: [email protected]

Харисов А.Г., главный конструктор завода, Альметьевский завод "Радиоприбор", e-mail: [email protected]

controlengrussia.com

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ НЕФТЕВОДЯНОЙ СМЕСИ, ДОБЫВАЕМОЙ ИЗ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Предлагаемое изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине, в частности к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины.

Измерение состава многофазного потока в стволе скважины является важной задачей при контроле и мониторинге добычи. Это востребовано, главным образом, в высокопродуктивных скважинах с сложным заканчиванием, в частности в многозабойных скважинах и скважинах с регуляторами притока, позволяя оптимизировать добычу нефти, снижая дебит или прекращая добычу из сегментов скважины с высокой обводненностью продукции.

В скважинных многофазных расходомерах обычно используется комбинация трубки Вентури (измеряется падение давления в горле трубки Вентури) и устройств для измерения свойств многофазной смеси. Указанные устройства могут представлять собой гамма-денситометр (например, US 6,776,054), емкостный измеритель фазового состава (US 20120041681) и др.

Так, в заявке US 20120041681 описано применение емкостного измерителя фазового состава. Основной недостаток этого способа заключается в низкой точности измерения обводненности при высоких значениях (более 30%) этой величины.

Техническим результатом, обеспечиваемым при реализации предлагаемого изобретения, является повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины.

В соответствии с предлагаемым способом в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури, а также измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки Вентури. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно проводят измерения давления и температуры добываемой нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури. При этом для измерения температуры за выпускным отверстием трубки Вентури могут быть использованы датчики температуры, установленные на расстоянии 10-20 диаметров трубки Вентури после горловины трубки Вентури.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения все измерения температуры осуществляют при изменении дебита или прекращении добычи.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения для измерения температуры на входе в трубку Вентури используют датчики температуры, установленные на расстоянии 1-2 диаметра трубки Вентури до начала сужения трубки Вентури.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена схема трубки Вентури, на фиг. 2 показана зависимость коэффициентов Джоуля-Томпсона для воды и некоторых углеводородов от давления при температуре 80°С, на фиг. 3 приведена зависимость адиабатических коэффициентов для воды и некоторых углеводородов от давления при температуре 80°С, на фиг. 4 показана зависимость нагрева нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури вследствие эффекта Джоуля-Томсона от обводненности, на фиг. 5 показано расчетное радиальное распределение скоростей (пунктирные линии) и температуры в начале сужения и в горловине трубки Вентури, на фиг. 6 приведена зависимость повышения температуры стенок в горловине трубки Вентури от обводненности, на фиг. 7 - расчетная зависимость амплитуды адиабатических изменений температуры от обводненности для изменения давления δР=10 бар.

Настоящее изобретение включает измерение давлений, а также измерение температуры, характеризующее фазовый состав добываемой смеси, в трубке Вентури. В скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины. Количество трубок Вентури определяется количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. Обводненность добываемой нефтеводяной смеси определяют с помощью измерения давления и температуры, что является важным для долговременного мониторинга добычи нефти, поскольку современные датчики давления и температуры могут более 10 лет работать в условиях, существующих в стволе скважины. Предлагаемый способ может быть использован в сочетании с известными способами, что позволяет повысить точность определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины.

В соответствии с изобретением для определения обводненности используют следующие температурные эффекты в потоке добываемой из выделенного сегмента нефтеводяной смеси, которые зависят от состава нефтеводяной смеси:

- нагревание потока в пристеночной области и стенок в горловине трубки Вентури вследствие эффектов вязкой диссипации,

- нагревание потока нефтеводяной смеси вследствие необратимого падения давления в процессе торможения потока после прохождения через трубку Вентури (эффект Джоуля-Томпсона),

- изменения температуры потока, вызванные резкими изменениями давления в скважине, которые зависят от состава водонефтяной смеси.

Схема трубки Вентури приведена на Фиг. 1. Здесь (1) - вход в трубку Вентури, (2) - горловина, (3) - выпускное отверстие трубки Вентури, T2w - температура стенок в горловине трубки Вентури.

Измерения давления осуществляют посредством датчиков давления (например, электронными датчиками абсолютного давления GE UNIK 5000), а измерения температуры - посредством высокочувствительных датчиков температуры, например калиброванных тонкопленочных платиновых термометров сопротивления Hayashi Denko CRZ-1632-100-A-1. Измерение температуры стенок в горловине трубки Вентури можно проводить через канал, просверленный перпендикулярно оси трубки, в котором располагался датчик температуры. Для герметизации и теплового контакта этот канал заполнялся теплопроводящим полимером.

Как следует из одномерных уравнений для количества движения и энергии, температура потока в трубке Вентури определяется следующим выражением:

где Р1, Р2 и Р3 представляют собой значения статического давления на входе в трубку Вентури, в горловине и за выпускным отверстием соответственно; ΔР(х) представляет собой необратимое падение давления, T1 - температура потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури, ρ, ср, μJT и η - плотность, теплоемкость, коэффициент Джоуля-Томпсона и адиабатический коэффициент нефтеводяной смеси соответственно.

Температура нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури (где V=V1) определяется полными необратимыми потерями давления и коэффициентом Джоуля-Томпсона флюида:

В случае гомогенной смеси нефти и воды (что типично для потока, проходящего через горловину трубки Вентури в нефтяных скважинах), плотность нефтеводяной смеси, адиабатический коэффициент и коэффициент Джоуля-Томпсона зависят от обводненности (γ) (см. уравнения 3-65) и изменения температуры нефтеводяной смеси в трубке Вентури могут быть использованы для определения доли воды в смеси.

Поскольку нефть представляет собой сложную смесь различных углеводородов, адиабатический коэффициент и коэффициент Джоуля-Томпсона в каждом конкретном случае следует определять из результатов лабораторных исследований зависимости между давлением, объемом и температурой с использованием образцов нефти из конкретных скважин. На Фиг. 2 и 3 представлены примеры зависимости этих коэффициентов от давления (при температуре 80°С) для некоторых углеводородов, присутствующих в нефти. Из указанных диаграмм видно, что, например, при давлении 150 бар коэффициент Джоуля-Томпсона нефти примерно в 1,5-2 раза больше, чем для воды, и адиабатический коэффициент больше в 4-6 раз.

На Фиг. 4 показаны расчетные зависимости изменений температуры потока за выпускным отверстием трубки Вентури от обводненности. Расчеты выполнялись для значений коэффициента Джоуля-Томпсона для воды -0,02 К/бар и для нефти -0,04 К/бар. Разница давлений между входным отверстием и горловиной трубки Вентури Р1-Р2 находилась в интервале 0,7-0,8 бар. Скорость потока на входе в трубку Вентури - 2 м/с. Такая скорость является типичной для размещенных в стволе скважины устройств контроля в высокопродуктивных скважинах.

Из этого чертежа видно, что в зависимости от содержания воды изменение разности температур T1-Т3 составляет около 7 мК, что представляет собой величину, измеримую современными устройствами, размещаемыми в стволе скважины, и может быть использовано для оценки содержания воды в нефтеводяной смеси.

Высокочувствительные датчики температуры следует устанавливать в следующих точках: 1-2 диаметра трубки Вентури до начала сужения трубки Вентури (для измерения температуры на входе) и 10-20 диаметров трубки Вентури после горловины трубки Вентури (для измерения повышения температуры, вызванного эффектом Джоуля-Томсона).

Другим, значительно более сильным, тепловым эффектом, который может быть использован для определения обводненности, является нагрев стенки трубки Вентури, вызванный вязкой диссипацией. Численные расчеты показывают, что вследствие эффекта вязкой диссипации в потоке нефтеводяной смеси температура в пограничном слое у стенки трубки Вентури и температура стенки в горловине может существенно превышать температуру T1 на входе трубки Вентури.

На Фиг. 5 показано расчетное радиальное распределение скоростей (пунктирные линии) и температуры в начале сужения и в горловине трубки Вентури. Расчеты выполнялись для скорости нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури 3,5 м/с. Из чертежа видно, что толщина динамического пограничного слоя в этом случае составляет около 1 мм. Толщина теплового пограничного слоя существенно меньше (менее 0,3 мм), и увеличение температуры стенки достигает 650 мК.

Повышение температуры стенок в горловине трубки Вентури зависит от состава нефтеводяной смеси и может быть использовано для оценки обводненности. На Фиг. 6 показана расчетная зависимость повышения температуры стенок от обводненности. Расчеты выполнялись для средней скорости потока на входе трубки Вентури 2 м/с и вязкости нефти, в 3 раза превышающей вязкость воды. Из чертежа видно, что температура стенок сильно зависит от обводненности: 150 мК для чистой воды и 580 мК для нефти. Вследствие гораздо более сильного температурного сигнала в этом случае можно получить более точную оценку обводненности смеси, чем из повышения температуры вследствие эффекта Джоуля-Томсона за выходным отверстием трубки Вентури.

Температура стенок в горловине трубки Вентури зависит от геометрии трубки Вентури, дебита скважины, характеристик нефти и содержания воды. Основываясь на моделировании трубки Вентури (используя методы вычислительной гидродинамики) и лабораторных экспериментах, следует подготовить набор предварительных расчетов для различных характеристик нефти. Указанные предварительные расчеты следует использовать для оценки обводненности в скважинах.

Другой тепловой эффект, который может быть использован для определения фазового состава добываемой нефтеводяной смеси, представляет собой адиабатический нагрев или адиабатическое охлаждение нефтеводяной смеси, вызванное резкими изменениями давления δР в стволе скважины (например, при изменении дебита или прекращении добычи):

Эти изменения определяются адиабатическим коэффициентом смеси (4). На Фиг. 7 показана расчетная зависимость амплитуды адиабатических изменений температуры от обводненности для изменения давления δР=10 бар.

Специфика предлагаемого способа определения фазового состава добываемой нефтеводяной смеси по ее адиабатическому нагреву/охлаждению заключается в использовании измерений температуры за выпускным отверстием трубки Вентури, что обеспечивает надежную гомогенизацию потока, тем самым уменьшая неопределенность, связанную с нахождением измерителя температуры в отдельной фазе, а не в гомогенизированной смеси.

Согласно настоящему изобретению предлагается оценивать обводненность добываемой нефтеводяной смеси, основываясь на высокоточном измерении давления и температуры потока на входе (P1, T1) в трубку Вентури и измерении температуры стенки T2w и давления Р2 в горловине трубки Вентури; измерения могут быть также дополнены измерением давления потока и температуры потока за выходным отверстием (Р3, Т3) трубки Вентури в процессе добычи нефти. Вычисление обводненности выполняют по формулам (3)-(6), с учетом характеристик добываемой нефти.

Вычисление обводненности по нагреву стенок в горловине трубки Вентури выполняют в соответствии со значениями P1, T1, Р2, T2w, сравнивая результаты вычислений с соответствующими предварительными расчетами, основанными на характеристиках добываемой нефти.

Возможно также осуществление измерений всеми указанными измерителями изменений температуры потока через трубку Вентури, вызванных резкими изменениями давления при изменении дебита или прекращении добычи. Вычисление содержания воды выполняют по формуле (7), принимая во внимание зависимость адиабатического коэффициента (5) от обводненности и свойств добываемой нефти.

Предлагаемый способ может обеспечить надежную оценку обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из любого выделенного сегмента скважины, с помощью размещенной в стволе скважины трубки Вентури путем получения нескольких значений, относящихся к одной и той же обводненности. Это обеспечивает возможность уменьшения неопределенности окончательного значения обводненности, используя совместный анализ всех или только некоторых из указанных измерений, принимая во внимание соответствующие ошибки измерения и значения температурных сигналов.

В случае выявления сегмента с высокой обводненностью добываемой нефтеводяной смеси добычу из такого сегмента скважины прекращают.

edrid.ru

Определение содержания воды в нефти

Метод Дина-Старка. Содержание воды в нефти, поступившей на поверхность из скважины, определяется аппаратом Дина-Старка, схема которо­го приведена на рис.1.14. Для этого отобранную пробу обводненной нефти из мерника или трапа в количестве 100 г смешивают со 100 см3 растворителя, заливают в колбу Дина-Старка и нагревают. Растворитель, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефти воду. Пары воды, нефти и растворителя конденси­руются в холодильнике, и отогнанная вода осе­дает на дне приемника в градуированной ло­вушке. По количеству воды в ловушке определяют (массовое в процентах) содержание ее в нефти, пользуясь формулой

 

(1.7)

 

где V– объем вод приемнике (ловушке), см3; G – масса пробы нефти, г; –плотность воды (обычно принимается равной единице), г/см3.

Косвенный метод определения содержания воды в нефти. Наибольшее распространение в России и за рубежом получил одни из косвенных методов измерения обводненности нефти, осно­ванный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлект­риком и имеет диэлектрическую проницаемость = 2,1 2,5, тогда как минерализованных вод достигает 80. Такая разница диэлектрических проницаемостей воды и нефти позволяет создать влаго­мер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в изме­рении емкости конденсатора, образован­ного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь. Емкость конденсатора определяется по формуле

 

, (1.8)

 

где F – площадь обкладок конденса­тора; – диэлектрическая проницае­мость среды между обкладками; l – расстояние между обкладками.

Таким образом, если площадь F обкладок конденсаторов, опущенных в анализируемую смесь, и расстояние l между ними неизменны, то емкость кон­денсатора С будет зависеть от измене­ния , т. е. от изменения содержания воды в нефти.

Разработан унифицированный влаго­мер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксиро­вать объемное содержание воды в по­токе нефти с погрешностью от 2,5 до 4 %.

Схема емкостного датчика приведена на рис. 1.15. На верхнем отводе датчика показан вывод для измерения емкости конденсатора С, а к нижнему отводу подключен электротермометр Т с темпе­ратурным мостом. Для защиты от кор­розии и отложений парафина корпус 1 покрывается изнутри эпоксидной смолой или бакелитовым лаком.

На фланце 6 с помощью трубок 2 и 7 монтируется внутренний электрод 3 и металлический контакт 9, которые с помощью вра­щающегося штока 4 автоматически изменяют свое положение. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при по­мощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верхнему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы путем распыления нанесен слой серебра длиной 200 мм, являющийся внутренним электродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком 4, из электрода можно выдвигать на требуемую длину металлический цилиндрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, и таким образом настраивать влагомер на измерение нефтей раз­ных сортов с различной обводненностью. Шкала влагомера, на­ходящаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды.

На точность измерения этим прибором количества пластовой воды в нефти значительно влияют: 1) изменение температуры нефтеводяной смеси; 2) степень неоднородности смеси; 3) содержание пузырьков газа в потоке жидкости; 4) напряженность электричес­кого поля в датчике.

Для точного измерения содержания воды в нефти необходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с диэлектрической проницаемостью нефти ( =1). Необходимо тщательно перемешивать поток жидкости перед поступлением в датчик, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний при­бора.

Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении. Он должен пропускать через себя всю жидкую продукцию скважины(нефть+вода).



infopedia.su

63591-16: NetOil&Gas Расходомеры многофазные - Производители и поставщики

Назначение

Расходомеры многофазные NetOil&Gas предназначены для измерений без предварительной сепарации массового расхода и массы сырой нефти, сырой нефти без учета воды, а также объемного расхода и объема нефтяного газа в газожидкостном потоке, извлекаемом из недр.

Описание

Принцип действия расходомеров многофазных NetOil&Gas основан на использовании комбинации результатов измерений и вычислений параметров многофазного потока расходомером массовым I/A Series с измерительным преобразователем массового расхода CFT51 и первичными преобразователями массового расхода CFS10 или CFS20 (расходомер массовый), измерителем обводненности Red Eye® Multiphase, преобразователем температуры RTT15 и преобразователем давления измерительным IMV25, которые связываются посредством протокола Modbus с устройством обработки информации PF (NetOilComputer).

Расходомер массовый передает информацию об измеренных плотности и массовом расходе среды в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия расходомера массового основан на использовании сил Кориолиса, действующих на поток среды, двигающейся по измерительной трубке датчика, колеблющейся с частотой автоколебаний. Ко-риолисовые силы препятствуют колебаниям трубки датчика, что приводит к сдвигу фаз колебаний на входе и выходе измерительной трубки датчика, выполненной в виде петли. Величина сдвига фаз колебаний пропорциональна массовому расходу. Измерение плотности основано на измерении резонансной частоты колебаний трубки расходомера.

Измеритель обводненности Red Eye® Multiphase передает информацию о коэффициенте обводненности нефтегазоводяной смеси в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия измерителя обводненности основан на измерении уровня поглощения нефтью и водой ближнего инфракрасного излучения в анализируемой водонефтяной эмульсии.

Преобразователь давления измерительный IMV25 с подключенным к нему преобразователем температуры RTT15 передает информацию об измеренных давлении и температуре среды, а также перепаде давления на расходомере массовом в устройство обработки информации NetOilComputer. Преобразователь давления измерительный IMV25 в зависимости от вязкости, плотности нефти, содержания парафинов и других физических свойств газожидкостного потока монтируется как с помощью импульсных трубок, так и с помощью разделительных диафрагм.

Устройство обработки информации NetOilComputer вычисляет массовый расход сырой нефти и сырой нефти без учета воды, объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, в газожидкостном потоке. Также NetOilComputer имеет опциональный вход для приема данных измерений от внешнего расходомера, установленного на отдельной газовой линии.

Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметрами условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм предназначены для использования c легкими нефтями вязкостью до 50 мм /с. Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметром условного прохода 50 мм могут также выпускаться в модификации для работы с тяжелыми нефтями вязкостью до 1000 мм /с.

Программное обеспечение

является встроенным и метрологически значимым. Программное обеспечение защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой парольной защиты. Дополнительно конструкцией расходомера предусмотрено ограничение доступа к интерфейсам программного обеспечения методом пломбирования отдельных элементов расходомера. Примененные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, удаления и иных преднамеренных изменений программного обеспечения и измеренных данных, а также изменения или удаления измерительной информации программного обеспечения в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий. После кратковременного сбоя питания программное обеспечение автоматически восстанавливает свою работу, ведется защищенный журнал внештатных ситуаций.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Image.ci3

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.3.65

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Не используется

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

-

Нормирование метрологических характеристик расходомеров проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью расходомеров.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р.50.2.077-2014.

Рисунок 1 - Общий вид расходомера NetOil&Gas

Для предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства пломбированию подлежат: расходомер массовый, измеритель обводненности, преобразователь давления измерительный и преобразователь температуры. Места пломбирования приведены на рисунках

2, 3, 4, 5, 6.

Технические характеристики

Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas в зависимости от диаметра условного прохода приведены в таблице 2.

Таблица 2

Диаметр условного прохода, мм

DN15

DN25

DN40

DN50

DN80

Диаметр условного прохода, дюйм

1/ 2

1

11/2

2

3

Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут

1-60

3-300

7-700

12-1150

27-2700

Максимальная объемная доля газа

(ОДП, %

50

50

50

50

50

Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут

10-32

43-144

108-360

173-576

410-1368

Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут

32

144

360

576

1368

Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas с диаметром условного прохода DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями в зависимости от вязкости сырой нефти приведены в таблице 3.

Диаметр условного прохода, мм

DN50

Кинематическая вязкость сырой нефти, мм2/с

до 60

61-120

121

200

201

360

361

540

541

900

901

1000

Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут

12

1100

12-900

12-680

12-520

12-360

12-300

12

220

Максимальная объемная доля газа (ОДГ), %

70

90

90

90

90

90

90

Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут

34-480

34-380

34-330

34-260

32-175

24-140

18

90

Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут

1120

3420

2970

2340

1575

1260

810

Основные технические и метрологические характеристики приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Кинематическая вязкость сырой нефти при рабочих условиях, мм2/с, не более

50

Кинематическая вязкость сырой нефти при рабочих условиях для DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями, мм2/с, не более

1000

Содержание объемной доли воды в сырой нефти (обводненность), %

от 0 до 100

Давление измеряемой среды, МПа

от 0,3 до 10

Температура измеряемой среды, оС

от минус 29 до плюс 121

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 700 до 1180

Максимальный перепад давления, МПа

0,15

Г абаритные размеры, мм, не более

1520х910х2080

Масса с преобразователем расхода, кг, не более - CFS10, DN 15 мм (1/2")

390

- CFS10, DN 25 мм (1")

400

- CFS10, DN 40 мм (11/2")

430

- CFS10, DN 50 мм (2")

455

- CFS20, DN 80 мм (3")

545

Потребляемая мощность, Вт, не более

70

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50±1) Гц, 120/230 В, %, не более

±15

Напряжение питания сети постоянного тока, 24 В, %,

не более

±20

Класс защиты

IP66

Условия эксплуатации:

температура окружающей среды, оС - устройство обработки информации

от 0 до плюс 50

- измерительная часть на раме

от минус 20 до плюс 85

Относительная влажность (без конденсации), %

до 100

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой основной относительной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода жидкости (без газа), %

± 2,5

Пределы допускаемой основной относительной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, %, равны при объемной доле воды в сырой нефти:

-    до 70%

-    от 70 до 95%

± 6 ± 15

Пределы допускаемой основной относительной погрешности расходомера при измерении объема и объемного расхода нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, %

± 5

Знак утверждения типа

наносится на корпус устройства обработки информации расходомера методом наклейки и в левом верхнем углу титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

1.    Расходомер многофазный NetOil&Gas    ..

1    в соответствии с заказом

2.    Руководство по эксплуатации.    ..

МФР NOG.00.00.000 РЭ    1

3.    Методика поверки МП 0091 -9-2015    1

Поверка

осуществляется по документу МП 0325-9-2015 «ГСИ. Расходомеры многофазные NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» «20» марта 2015 г.

-    Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

-    эталоны 1-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5%;

-    эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3,0 до 5,0%;

-    эталоны 2-го разряда, воспроизводящие двухфазный поток (газ, вода), аттестованные в установленном порядке, с диапазонами воспроизводимого массового расхода воды и воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующими рабочим диапазонам поверяемого расходомера.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке расходомеров многофазных NetOil&Gas.

Сведения о методах измерений

Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Руководство по эксплуатации.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к расходомерам многофазным NetOil&Gas

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2.    ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

3.    ГОСТ 30852.0-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования.

4.    ГОСТ 30852.1-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».

5.    ГОСТ Р МЭК 60079-11-2010 Взрывоопасные среды Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i».

6.    ГОСТ Р МЭК 60079-0-2011 Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования.

7.    ГОСТ IEC 60079-1-2011 Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d»».

8.    Технические условия АО «ГМС Нефтемаш». Расходомеры многофазные NetOil&Gas. ТУ 4213-069-00137182-2015.

all-pribors.ru