Расходомеры для нефти, газа, воды, мультифазные расходомеры. Многофазные расходомеры нефти


Расходомеры для нефти, газа, воды, мультифазные расходомеры

Предлагаемые расходомеры (нефть/вода/газ) это мультифазные расходомеры, оперативно отображающие в реальном времени производственную информацию по расходам нефти, воды и газа, без разделения по фазам. Более не требуется затрат на дорогое, вторичное оборудование, такое как фазоразделители и насосы. Расходомеры для нефти/воды/газа являются автономными и компактными для использования в тяжелых геологических условиях.

Характеристики:

Мультифазные расходомеры обеспечивают точные измерения одновременных потоков нефти/газа/воды, без разделения по фазам. Запатентованная технология позволяет достигать беспрецедентной точности в мультифазных измерениях. Система может быть использована при любых режимах потоков с постоянным содержанием как нефти, так и воды. Мультифазные раходомеры специально разработаны для использования с малыми затратами на техобслуживание и для удобства в эксплуатации. Не требует калибровки или первичных данных по свойствам жидкости, таких, как плотность и процентное содержание соли для получения специфической точности.

Преимущества расходомеров:

  • Высокая точность, измерения расхода в реальном времени;
  • С возможностью самоконтроля в полевых условиях;
  • Не содержит радиоактивных элементов;
  • Может быть использован во всех режимах потоков;
  • Требует небольших затрат на содержание и техобслуживание;
  • Компактный, портативный и удобный для транспортировки и установки;
  • Не подвержен влиянию при изменениях свойств жидкости;
  • Измеряет при обоих фазах потока - нефтяной и водной;
  • Содержание газовых фракций 0-97%

Четыре основных подсистемы для достижения точности

Объемный расходомер представляет собой расходомер объёмного типа, который точно измеряет общий поток (газ и жидкость). Этот расходомер выбран из ряда коммерчески доступных продуктов с испытанными характеристиками. Данные об объемном потоке передаются в систему анализа данных (САД), которая производит вычисления для мультифазных измерений.

Инерционный измеритель использует уникальную конфигурацию, которая определяет объем газа в потоке жидкости. Данные из инерционного измерителяпередаются в систему анализа данных САД.

Скважинный влагомер представляет собой основанный на микроволновом излучении нефте-гидро-монитор. Использует микроволновый передатчик данных примерно в 2 ГГц и приемник для измерения электрических характеристик объема жидкости.

Удачное инженерное решение позволяет точно измерять содержание воды в пределах всего диапазона от 0 до 100% как в нефте- так и в водосодержащих фазах. Точность измерений не зависит от изменений скорости, степени солености, рН, вязкости, температуры или плотности. Данные измерений передаются в систему анализа данных САД.

Система Анализа данных САД производит оперативный анализ данных,

поступающих из описанных выше подсистем для определения общего расхода нефти, воды и газа.

Общая спецификация расходомеров

Рабочие условия:

Габаритные размеры:

Электричество

Сертификаты безопасности

ATEX-Eex ia IIC T6 UL/C-UL-Class 1, Division 1, Group C & D, T4

Передача данных

Производительность:

Точность расходомеров:

Точность не зависит от изменений степени солености, вязкости, плотности, температуры, давления или рН.

Наибольшие моментальные ошибки

intech-gmbh.ru

Многофазный расходомер | Различные вопросы коллегам

Martin88 пишет:

Да, тестовый сепаратор. PVT данные используются в табличном виде, где указаны наименование параметра, его количественное значение и единица измерения. Плотность определяется из отбора проб. Если вам известно, не всем нужны данные о количестве нефти в массовом выражении, в большинстве стран используют объемный, там отбор проб не нужен.

Вы уже задали мне столько вопросов, я тоже хочу задать вам несколько вопросов. Почему вы спрашиваете об очевидных вещах? Что изменится если я напишу, что мы используем "корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы" (нужное подчеркнуть)? Вы укажете на антинаучность метода или согласитесь что выбранный способ наиболее подходящий? В чем смысл ваших вопросов, простое любопытство?

Если честно, то от профессионального форума я ожидал дискусии, в которой мы сможем сравнить преимущества и недостатки существующих методов измерения (в том числе и предложенного), определим потребности нефтяников в подобных СИ, проанализируем перспективы развития технологий...

Простите, а как обсуждать и сравнивать не зная ничего о том, что вы предлагаете?

Если вы говорите, что вещи очевидные, то возникают уже сомнения в смысле продолжения "дискуссии".

Мне вот не очевидно, что табличные PVT данные это адекватное решение вопроса перевода массового расхода в объемный. Вы знаете как решается этот вопрос в других расходомерах и какие с этим связаны сложности?

Кто-то пробы отбирает и делает PVT исследования (сокращенные, но тем не менее) в лаборатории, чтобы заложить модель в расходомере, для правильного пересчета. А это простите нужно нередко делать, чтобы учесть изменение состава добываемого флюда. А такие танцы с пробами и лабораторией не удешевляют стоимость замеров. А у вас очевидно просто таблички взять. Еще наверное утвержденные в лохматом году в ГКЗ. Ведь с отдельно взятой скважины флюид может течь только с утвержденными в ГКЗ свойствами. А плотность на месте измерить много дел не надо.

Ну расскажите, пожалуйста, очевидную вещь как вы дебит насыщенного газа и насыщенной нефти в рабочих условиях в стандартные объемные переводите? Может тогда не будет больше вопросов и ваша технология вне конкуренции.

www.petroleumengineers.ru

Концепция многофазного расходомера | Инженерная практика

В нефтепромысловой практике для учета дебита скважин используются различные методы расходометрии, каждый из которых обладает как  преимуществами, так и недостатками. При этом определяющим фактором выбора метода и средств измерений чаще всего служит стоимость решения, и высокая стоимость многофазных (мультифазных) расходомеров существенно ограничивает применение соответствующего метода.

Специалисты ООО НТФ «БАКС» ведут разработку и проводят испытания многофазного расходомера собственного производства и к моменту подготовки предлагаемой Вашему вниманию статьи уже добились определенных положительных результатов.

На данный момент преждевременно утверждать, что новый продукт в обозримой перспективе станет полноценной заменой традиционным кустовым измерительным установкам, но компактность, универсальность и стоимость делают его достойной альтернативой существующим решениям.

16.03.2017 Инженерная практика №12/2016 Новик Сергей Николаевич Главный инженер проектов ООО НТФ «БАКС», к.ф.-м.н.

ВЫПУСКАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ

ООО НТФ «БАКС» специализируется на инжиниринге, проектировании, производстве, поставке и монтаже технологического, аналитического оборудования и АСУ ТП для нефтегазовой промышленности. В первую очередь это комплексные решения, такие как газоизмерительные станции для коммерческого учета газа, в том числе на границах Российской Федерации, системы измерения нефти, нефтепродуктов и газа, в том числе сжиженного, блоки контроля качества газа, автоматизированные газораспределительные станции (АГРС) и т.д. (рис. 1).

Рис. 1. Продукция производства ООО НТФ «БАКС»Рис. 2. Хроматограф «МАГ», анализатор АнОкс

При инжиниринге комплексных решений ООО НТФ «БАКС» основывается на богатейшем опыте разработки и производства аналитических комплексов, хроматографов, расходомеров. Выпускаемые предприятием промышленные хроматографы «МАГ» предназначены для анализа компонентного состава различных типов газов, в том числе СУГ и ШФЛУ. Аналитический комплекс «МАГ-С» предназначен для анализа серосодержащих соединений в газе и нефти (рис. 2).

Рис. 3. «АнОд»

Анализаторы «АнОкс» и «АнОд» предназначены соответственно для определения содержания кислорода и одоранта в газе (рис. 3).

В 2007 году было принято решение о диверсификации производства и развития нефтяного направления, что стало отправной точкой разработки массового кориолисового счетчика-расходомера «МИР». Сегодня можно сказать, что это законченный продукт, испытанный в полевых условиях, который не уступает импортным аналогам по основным техническим и метрологическим параметрам, но при этом стоит значительно меньше (табл. 1, рис. 4.). Многие разработки компании запатентованы.

Таблица 1. Погрешности кориолисового массомера «МИР»Рис. 4. Массомер «МИР»

ООО НТФ «БАКС» в настоящее время ведет несколько концептуальных разработок нового инновационного оборудования, одна из которых предлагается к рассмотрению в настоящей статье.

КОНЦЕПЦИЯ МНОГОФАЗНОГО РАСХОДОМЕРА

На сегодняшний день в нефтепромысловой практике распространены три основных типа методов расходометрии при определении дебита скважинного флюида. Во-первых, это метод трехфазной сепарации, при котором происходит разделение скважинного флюида гравитационным методом с последующим замером потоков нефти, воды и газа однофазными расходомерами. Во-вторых, двухфазная сепарация, при которой газ отделяется от жидкости с последующими одновременными замером потоков газа и жидкости однофазными расходомерами и определением удельной доли воды в жидкости.

И, наконец, наименее распространенный в России метод многофазной расходометрии без разделения фаз, когда многофазный поток определяется по перепаду давления на сужающем устройстве посредством применения методов кросс-корреляционного анализа сигналов от набора однотипных компонентных сенсоров. При этом многофазная расходометрия включает в себя большое число разнообразных методов (трубка Вентури, метод кросс-корреляционного анализа, импедансометрия, резонансный метод и т.п.).

Стоит отметить, что несмотря на обилие предложений на рынке, применение многофазных расходомеров значительно удорожает и усложняет производственный процесс. В том числе и потому, что для измерения плотности отдельных сред используется гамма-излучение.

Рис. 5. Принцип работы расходомера «БАКС»

Концепция многофазного расходомера «БАКС» построена на принципе акустической вибрации. Проходя через трубопровод, газожидкостная смесь (ГЖС) генерирует акустические колебания (диапазон регистрации колебании – от 1 Гц до 20 кГц, но эксперименты проводятся с показателями до 25 кГц). Измерив характеристики данных колебаний, можно с помощью кросскорреляционной обработки с преобразованием Фурье рассчитать содержание нефти, воды и газа (рис. 5).

Сам расходомер состоит из измерительного модуля (ИМ) и управляющего модуля (УМ) (рис. 6). Измерительный модуль включает в себя сенсор многофазного расходомера с акселерометром, измеряющим виброакустические сигналы в широком спектре частот; преобразователь температуры; преобразователь давления и корпус со специальным покрытием внутренней стенки трубы.

Рис. 6. Расходомер «БАКС»

Управляющий модуль, в свою очередь, укомплектован контроллером, модулем обработки вибрационных и аналоговых сигналов, мезонинной платы и блока питания. В качестве опций можно выбрать сенсорный дисплей и взрывозащищенный корпус. Питание модуля может осуществляться как с помощью традиционных схем, так и с применением солнечных батарей.

На момент подготовки настоящей статьи уже были не только созданы 3D-модели, математическая и физическая модели, но и подготовлены несколько опытных образцов различных типоразмеров. В ближайшее время планируется выйти на опытно-промысловые испытания.

Таблица 2. Метрологические характеристики расходомера «БАКС»

Согласно предварительным данным, характеристики расходомера «БАКС» должны быть практически идентичны характеристикам «эталонного» расходомера Schlumberger Vx Spectra (табл. 2, 3).

Таблица 3. Технические характеристики расходомера «БАКС»

Что касается эксплуатационных характеристик расходомера «БАКС», то исходя из данных математических и опытных моделей можно сказать, что прибор способен работать в очень широком диапазоне условий и режимов работы скважин. При этом погрешность измерений по расчетам не будет превышать 2%. Конечно, данный расходомер пока не может стать полноценной заменой существующим замерным установкам. Но возможность измерения дебита скважины одним расходомером с минимальными габаритами, способным работать автономно и соответствующим по точности действующим нормативам, делают его достаточно интересной и перспективной альтернативой. Более того, планируемая стоимость многофазного расходомера «БАКС» значительно ниже аналогов.

Одновременно с вышеописанной концепцией многофазного расходомера, специалисты ООО НТФ «БАКС» проводят лабораторные испытания новой модели расходомера, построенной на основе оптического метода измерения, о которой мы расскажем в будущем.

Другие статьи с тегами: Расходометрия

glavteh.ru

Виброакустический многофазный расходомер | Инженерная практика

Разнообразие конструкций многофазных расходомеров пока не привело к их массовому внедрению. В частности, этому мешают низкая точность измерений и высокая стоимость. Компанией «Петролеум Технолоджи» разработан альтернативный метод измерения многофазных потоков, основанный на анализе виброакустических колебаний трубопровода. Многофазный расходомер DIP опробован на множестве скважин и получает все большее распространение в Северной Америке. Стоимость прибора в разы ниже стоимости аналогов.

27.12.2017 Инженерная практика №11/2017 Шумилин Сергей Владимирович Генеральный директор ООО «Петролеум Технолоджи» Шумилин Владимир Николаевич Технический директор ООО «Петролеум Технолоджи», к.т.н.

В настоящее время в мире насчитывается около 1 млн нефтегазодобывающих скважин, из которых только 0,3% оснащены многофазными расходомерами (МФРМ) и расходомерами жирного газа, что обусловлено недостаточной точностью и высокой стоимостью данного оборудования (от $100 000 до $500 000 за единицу). Между тем, эксперты признают необходимость установки МФРМ на каждую скважину, и нефтегазодобывающие компании готовы к массовой установке МФРМ на каждую скважину в случае снижения их цены до $20 000 – $60 000 за единицу. Таким образом, емкость мирового рынка составит от $20 до $60 млрд. Международные нефтесервисные компании и добывающие компании от Schlumberger до Chevron и General Electric за последние годы потратили десятки миллионов долларов на разработку многофазных расходомеров для измерения дебита нефтяных и газовых скважин.

Существующие МФРМ обладают целым набором недостатков. Так, во-первых, известные МФРМ привязаны к определенному программному обеспечению; во-вторых, поставка МФРМ должна сопровождаться обучением персонала заказчика и последующим обслуживанием МФРМ; в-третьих, устройства не обеспечивают заявленную производителем точность измерения фаз; и, наконец, техническая поддержка со стороны поставщиков, как правило, оставляет желать лучшего.

В то же время и существующие аналоги характеризуются как минимум одним из следующих недостатков: содержат радиоактивный элемент; требуют врезки в трубопровод; рассчитаны на ограниченный диапазон свойств и скоростей потока; требуют постоянного доступа к лаборатории; требуют постоянного присутствия специалиста.

ПРИНЦИП РАБОТЫ МФРМ

Реализованные в металле конструкции МФРМ, как правило, представляют собой набор всевозможных датчиков, способных выделять и измерять физические параметры нефти, газа и воды одновременно. Такой подход к решению проблемы измерения дебита обусловлен отсутствием единых математической и физической моделей турбулентных течений многофазных жидкостей, которые бы позволяли с достаточной точностью вычислять дебит.

Напомним, что основными параметрами жидкости, определяющими скорость движения однородной жидкости (в гидродинамике и газ, и нефть, и вода относятся к жидкостям) в трубопроводе, служат динамическая или кинематическая вязкость и плотность. В свою очередь эти параметры зависят от давления и температуры в трубопроводе. Используя простейшие зависимости, например, уравнение Бернулли, можно с достаточной точностью рассчитать скорость движения жидкости в трубопроводе.

Но все закономерности перестают работать, как только происходит переход от однофазной к многофазной жидкости, например, к продукции скважин – нефтегазоводяной эмульсии. Случайный состав эмульсии, сжимаемость газа и турбулентный характер движения жидкости в трубопроводе не позволяют использовать те же расчетные зависимости, что и для однородной и однофазной жидкости.

В теоретической гидродинамике турбулентное движение однородной и однофазной жидкости описывают системой из шести уравнений Навье Стокса, но решения этих уравнений до настоящего времени найти не удалось. Естественно предположить, что для описания движения трехфазной жидкости понадобится 18 аналогичных уравнений. Не помогает в решении проблемы и вычислительная гидродинамика, современные суперкомпьютеры не в состоянии находить решение для матриц размером более чем 1000 х 1000 х 1000 элементов за приемлемое время.

В распоряжении разработчиков остаются экспериментальные исследования со статистическими моделями, опыт и интуиция. Все попытки обойти законы гидродинамики за счет использования иных физических процессов, сопровождающих движение жидкости, приводят к появлению решений, работающих только в очень узком диапазоне измерений. Если судить о попытках по количеству, то, например, одних только патентов США, существует не менее 5 000.

МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР DIP

Начиная с 1978 года в СССР проводились опытно-промысловые испытания (ОПИ) пассивно акустических расходомеров, конструкция которых позволяла выделить полезный виброакустический сигнал, преобразовать его и вывести результаты измерений на дисплей. Были описаны зависимости между генерацией механических колебаний трубопровода и потоком жидкости, движущейся в трубе. Задача была сведена к стандартному уравнению вынужденных колебаний массы жидкости в трубопроводе. Однако отсутствие адекватной математической модели для случая многофазной жидкости и вычислительной техники с большим быстродействием не позволяло проводить измерения с достаточной для нужд производства точностью.

ООО «Петролеум Технолоджи» в 2011 году получило первый патент на способ измерения расхода многофазной жидкости на основе собственной математической модели измерения виброакустических сигналов, генерируемых потоком жидкости, движущейся в трубопроводе.

Используя результат решения указанной задачи в сочетании с пакетом LabVIEW и «железом» от National Instruments, специалистам «Петролеум Технолоджи» удалось измерить дебит многофазной водогазонефтяной жидкости с достаточной точностью и минимальной стоимостью оборудования и программного обеспечения. Итогом работы стал многофазный расходомер DIP. Новизна предложенного способа измерения расхода многофазной жидкости подтверждена девятью патентами, в том числе одним американским и одним PCT. Компания активно участвует в российских и мировых выставках и конференциях, в том числе в мировом конгрессе нефтяников CERAWeek, в конференциях Общества инженеров нефтегазовой промышленности SPE. Кроме того, компания стала победителем нескольких конкурсов инновационных проектов и обладает статусом резидента Сколково.

Принцип действия основан на анализе виброакустического шума, создаваемого движением многофазной жидкости при протекании ее через известное сечение трубопровода. Измеряются и записываются амплитуды и частоты колебаний трубопровода, по которому протекает многофазная жидкость. Измеряемый диапазон частот делят на части, соответствующие каждой фазе. Скорость прохождения фаз определяется по амплитуде и частоте виброакустических шумов, вызываемых неравномерностью движения многофазной жидкости. Для измерения массы жидких углеводородов и массы воды данные об их плотностях определяют по методикам выполнения измерений, аттестованным и утвержденным в установленном порядке и заносят в расходомер. При необходимости приведения измеренного свободного газа к нормальным условиям одновременно с этим измеряются температура многофазной жидкости и избыточное давление в трубопроводе. Функциональное назначение многофазного расходомера DIP:

  • измерение объемного расхода газа в многофазной эмульсии;
  • измерение объемного расхода нефти в многофазной эмульсии;
  • измерение объемного расхода воды в многофазной эмульсии;
  • измерение температуры многофазной эмульсии;
  • измерение давления в трубопроводе, по которому протекает многофазная эмульсия;
  • хранение в памяти полученных результатов измерений;
  • передача полученных результатов измерений на верхний уровень информационной системы нефтегазодобывающего предприятия в реальном времени.

Многофазный расходомер DIP состоит из модуля измерительного (МИ) и модуля контроля и управления (МКУ), конструктивно выполненных в отдельных корпусах.

МИ накладного типа состоит из акселерометра и предназначен для измерения виброакустических сигналов и передачи их в МКУ. Дополнительно на трубопроводе могут быть установлены датчики температуры и избыточного давления.

МКУ обеспечивает питание, управление работой расходомера, сбор, преобразование, хранение, индикацию на дисплее и передачу данных о результатах измерений на верхний уровень информационных систем (диспетчерские пункты, пункты сбора информации систем телемеханики, SCADA, АСУ ТП и центральные серверы корпоративных баз данных) нефтегазодобывающих компаний.

Компания «Петролеум Технолоджи» совместно с канадской компанией RTS Services Inc. успешно провели большую серию ОПИ многофазных расходомеров DIP в различных нефтеносных провинциях Канады и США. На рис. 1 показан процесс пусконаладки многофазного расходомера DIP на одной из скважин в провинции Альберта, Канада.

Рис. 1. Пусконаладка многофазного расходомера DIP на скважине в провинции Альберта, КанадаРис. 2. Крепление измерительного модуля многофазного расходомера DIP

На рис. 2 показан вариант крепления измерительного модуля на трубопроводе.

На рис. 3 и 4 приведены результаты экспериментальных исследований измерения расхода многофазной жидкости (суточные графики накопленного дебита, синяя линия – сепаратор; зеленая линия – многофазный расходомер DIP).

Рис. 3. Результаты опытно-промысловых испытаний многофазного расходомера DIP на газоконденсатной скважине в провинции Альберта, КанадаРис. 4. Результаты опытно-промысловых испытаний многофазного расходомера DIP на нефтяной скважине в штате Техас, США

Многофазные расходомеры DIP, входящие в систему сбора и обработки информации в реальном времени, для нефтегазодобывающего предприятия позиционируются как дешевый конкурент существующим многофазным расходомерам и сепараторам. Их может приобрести любая нефтегазодобывающая компания, желающая вести автоматизированный оперативный учет многофазной продукции нефтегазового месторождения в режиме реального времени.

Другие статьи с тегами: Расходометрия

glavteh.ru

Виброакустический многофазный расходомер - АСГАРД-Сервис

Многофазные расходомеры производятся в различном конструктивном исполнении, что не стало пока поводом для их массового внедрения. Помехой этому являются параметры низкой точности измерений в сочетании с высокой стоимостью. Фирмой «Петролеум Технолоджи» реализована разработка альтернативного метода по измерению многофазных потоков, в основе которого лежит анализ виброакустических колебаний, происходящих в трубопроводах. Опробование многофазного расходомера DIP произведено на нескольких скважинах, и все больше распространяется  на территории Северной Америки. Уровень стоимости прибора меньше аналогичных приборов.

Сегодня по всему миру функционирует около одного миллиона скважин в сфере нефтяной и газовой добычи. Только в оснащении 0,3% скважин установлены многофазные расходомеры (МФРМ), а также расходомеры жирного газа. В качестве причины называют недостаточную точность и высокую стоимость этого оборудования, составляющую $100 000 —  $500 000 за единицу. По мнению экспертов, установка МФРМ необходима для каждой скважины. Отметим готовность нефтегазодобывающих компаний массово устанавливать МФРМ на все скважины, если их стоимость снизится от $20 000 до $60 000 за единицу. Следовательно, во всем мире емкость такого оборудования сможет достичь $20 — $60 млрд. Затраты международных нефтесервисных компаний и добывающих компаний от Chevron до Schlumberger  и General Electric в течение последних лет достигли десятки млн. долларов, связанные с разработкой многофазных расходомеров, которые способствуют  измерению дебита в газовых и нефтяных  скважинах.

 

 

У существующих МФРМ имеется целый набор недостатков. Функционирование известных МФРМ связано с определенным программным обеспечением. Для поставки МФРМ необходимо обучать персонал заказчика и осуществлять последующее обслуживание МФРМ. Устройства не способствуют обеспечению заявленной производителем точности измерения фаз и нуждаются в технической  поддержке, обеспеченной  поставщиками, как правило, не очень качественной.

Параметры существующих аналогов характеризуются следующими недостатками:

  • содержанием радиоактивного элемента;
  • требованием  врезки в трубопровод;
  • соответствием ограниченному диапазону скоростей и  диаметров потока;
  • требованием  постоянного лабораторного доступа;
  • требованием  постоянного наличия специалистов.

Принцип функционирования МФРМ

Конструкции МФРМ, изготовленные из металла, являются набором различных датчиков, предназначенных для одновременного выделения и измерения физические параметров газа, нефти  и воды. Применение такого подхода к измерению дебита связано с тем, что отсутствуют единые математические и физические модели турбулентных течений многофазных жидкостей, позволяющие добиться достаточно точного  вычисления дебита.

В качестве основных параметров жидкости, служащих для определения скорости движения однородных жидкостей (газа, воды и нефти, относящихся к жидкостям  в гидродинамике) в системе трубопроводов, используют динамическую или кинематическую плотность и вязкость. Отметим также зависимость между этими параметрами и температурой и давлением в трубопроводе. Благодаря использованию простейших зависимостей, к примеру, уравнения Бернулли, можно достаточно точно добиться расчета скорости движения в трубопроводе жидкостей.

Измерительный модуль расходомера

 

Функционирование всех закономерностей прекращается при переходе от однофазных к многофазным жидкостям. Для примера возьмем  продукцию скважин – нефтегазоводяную эмульсию. Из-за случайного состава эмульсии, сжимаемости газа и турбулентного характера движения в трубопроводе жидкости невозможно пользоваться теми же расчетными зависимостями, что и для однородных и однофазных жидкостей.

Теоретическая гидродинамика использует для описания турбулентного движения однородных и однофазных жидкостей систему из 6 уравнений Навье Стокса. Правда, решить эти уравнения пока не удалось никому. Соответственно, для того, чтобы описать движение 3-хфазных жидкостей, нужны 18 подобных уравнений. Не удается решить проблему и с помощью вычислительной гидродинамики, современных суперкомпьютеров, которые не могут решить матрицы размером свыше 1000х1000Х1000 элементов в течение приемлемого времени.

Разработчики могут воспользоваться результатами экспериментальных исследований со статистическими моделями, опытом и интуицией. Попытки воспользоваться иными физическими процессами, описывающими параметры движения жидкости, способствуют возникновению решений, которые годятся лишь для очень узкого диапазона измерений. Только в США таких попыток было сделано около пяти тысяч, если судить по представленным патентам.

Многофазный расходомер DIP

Еще в 19878 году в СССР началось проведение опытно-промысловых испытаний пассивно акустических расходомеров. Их конструкция способствовала выделению полезного виброакустического сигнала, преобразованию его и выведению на дисплей результатов измерений.  Тогда же удалось описать зависимость генерации механических колебаний в трубопроводе от потока жидкости, движущегося в трубе. Задача состояла в стандартном уравнении вынужденных колебаний в трубопроводе массы жидкости. Но не удалось создать адекватную  математическую модель для  многофазных жидкостей. Кроме того, отсутствовала вычислительная техника с большим быстродействием, что препятствовало проведения достаточно точных измерений.

Первый патент был получен ООО «Петролеум Технолоджи» в 2011 году по внедрению способа измерения расходования многофазных жидкостей. В его основе лежала собственная математическая модель по измерению виброакустических сигналов, которые генерирует поток движущейся в трубопроводах жидкости.

Виброакустический многофазный расходомер DIP

Благодаря использованию результата данной задачи, а также пакета  LabVIEW и «железа» от National Instruments, специалисты  «Петролеум Технолоджи» добились достаточно точного измерения дебита многофазной водогазонефтяной жидкости. При этом оборудование и программное обеспечение обошлись в минимальную стоимость. Итогом стало создание многофазного расходомера DIP. Девять патентов подтвердили новизну данного способа, благодаря которому успешно измерялся расход многофазной жидкости, включая один американский и один РСТ. Отметим активное участие компании в конференциях и выставках по всему миру, включая мировой конгресс нефтяников CERAWeek, конференции, проводимые Обществом инженеров нефтегазовой промышленности SPE. Помимо этого, компания победила в нескольких конкурсах  инновационных проектов и получила  статус резидента Сколково.

В основе функционирования лежит анализ виброакустического шума, который создает движение многофазной жидкости, которая протекает по известному сечению трубопровода. Производится измерение и запись амплитуд и частот колебаний трубопровода, в котором происходит протекание многофазной жидкости. После измерения диапазона частот его делят на соответствующие всем фазам части. Для определения скорости прохождения фаз измеряют амплитуду и частоту виброакустических шумов, которые происходят из-за неравномерного движения многофазных жидкостей. Массу воды и массу жидких углеводородов измеряют в соответствии с методиками измерений, которые аттестованы и утверждены установленным порядком и фиксируются в расходомере. Если необходимо привести измеренный свободный газ к стандартным условиям, одновременно осуществляют измерения температуры и избыточного давления многофазной жидкости в трубопроводе.

С помощью  многофазного расходомера DIP:
  • измеряют объемный расход газа в многофазной эмульсии;
  • измеряют объемный расход нефти в многофазной эмульсии;
  • измеряют объемный расход воды в многофазной эмульсии;
  • измеряют температуру многофазной эмульсии;
  • измеряют давление в трубопроводе, где происходит протекание многофазной эмульсии;
  • хранятся в памяти полученные результаты измерений;
  • передаются полученные результаты измерений в информационную систему нефтегазодобывающих предприятий в реальном времени.

В конструкцию многофазного расходомера DIP входит модуль измерительный (МИ) и модуль контроля и управления (МКУ), которые  выполнены в раздельных корпусах.

В МИ накладного вида входит акселерометр, посредством которого измеряют виброакустические сигналы, передавая их в МКУ. Дополнительно возможна установка на трубопроводе датчиков избыточного давления и температуры.

МКУ используется для обеспечения питания, управления работой расходомера, сбора, преобразования, хранения, индикации на дисплее и передачи  результатов измерений до верхнего уровня информационных систем (диспетчерских пунктов, пунктов сбора информации систем телемеханики, SCADA, АСУ ТП и центральных серверов  корпоративных баз данных), функционирующих в нефтегазодобывающих компаниях.

Упомянем также об успешном проведении компанией «Петролеум Технолоджи» и канадской компанией RTS Services Inc. Большой серии ОПИ многофазных расходомеров DIP на территориях разных нефтеносных провинций США и Канады.

Модели многофазных расходомеров DIP, входящих в систему по сбору и обработке информации в реальном режиме, для нефтегазодобывающих предприятий позиционируются в качестве дешевого конкурента существующих многофазных расходомеров и сепараторов. Они могут быть приобретены любой нефтегазодобывающей компанией, желающей заниматься автоматизированным  оперативным учетом многофазной продукции нефтегазовых месторождений в онлайн режиме.

asgard-service.com

M-PHASE 5000 Для одновременного измерения многофазных смесей нефти, газа и воды в секторе апстрим нефтегазовой промышленности

M-PHASE 5000 представляет собой магнитно-резонансный многофазный расходомер для применений в секторе апстрим нефтегазовой промышленности. Он позволяет одновременно измерять расход нефти, газа и воды с использованием одного устройства с одним принципом измерения. M-PHASE 5000 предназначен для работы в сложных условиях и может применяться для гидродинамических исследований скважин, обеспечения бесперебойного режима подачи и распределения потоков. M-PHASE 5000 заменяет собой необходимость использования мерных сепараторов и является идеальной альтернативой обычным многофазным расходомерам, в которых используются радиоактивные источники, а также многофазным расходомерам, основанным на принципе разделения фаз среды.

При магнитно-резонансном методе измерения атомы водорода в молекулах нефти, газа и воды намагничиваются, а затем облучаются радиочастотными импульсами. Атомы водорода реагируют на радиосигнал и повторно излучают эхо-сигналы, которые регистрируются. Амплитуда эхо-сигналов и скорость их затухания используются для вычисления значений расхода. Различия в магнитно-резонансных свойствах позволяют разграничить расходы нефти, газа и воды.

Многофазный расходомер оснащён встроенной функцией всестороннего определения параметров измеряемой среды, что устраняет необходимость отбора проб и их последующей оценки. Он характеризуется широким динамическим диапазоном измерения расходов (свыше 1:60) и высокой точностью измерения. Расходомер автоматически компенсирует изменения в рабочих условиях, например, изменения в содержании соли в воде. M-PHASE 5000 также может работать при различных режимах потока. Его конструкция с полнопроходным сечением трубы практически исключает потери давления. Расходомер поставляется с интерфейсами Modbus и Ethernet, а также с сертификатами IECEx и ATEX для применения во взрывоопасных атмосферах зоны 1.

ru.krohne.com

Комплексы учета ОАО «АПЗ»: многофазный расходомер для нефтяной промышленности

Счетчики СВК, ТС, СВТ хорошо зарекомендовали себя на рынке. Линейка производимых на АПЗ приборов учета постоянно обновляется. Так, в 2010 г. с целью снижения себестоимости и повышения потребительских качеств проведена модернизация турбинного счетчика воды СВТ-20/50, разработана новая модель счетчика воды с импульсным выходом СВК 15-3-2И, отличающегося компактностью и обладающего дополнительной защитой от несанкционированного воздействия магнитного поля. В числе новых продуктов гражданского применения – многоканальный теплосчетчик ТС-11, удостоенный в 2010 г. Диплома и статуса «Новинка года» в номинации «Продукция производственно-технического назначения». За счет расширения производственных мощностей объем товарного выпуска водосчетчика бытового (СВК) увеличен до 200 тыс. штук в месяц, тогда как ранее этот показатель не превышал 130 тыс. штук, что соответственно повлияло на долю присутствия АПЗ на российском рынке этих приборов. Так, если в 2008 г. доля рынка не превышала 15 %, то в 2010 г. этот показатель составил более 30 %. Кроме того, более чем на 20 % увеличена база постоянных клиентов по газоизмерительному оборудованию.

«УЛЬТРАФЛОУ» – это первая бессепарационная многофазная измерительная система, разработанная российскими специалистами и изготавливаемая на ведущем отечест­венном предприятии приборостроения. 

В 2010 г. с учетом изменений в налоговом законодательстве была модернизирована система учета спирта и спиртсодержащих смесей «АЛКО», применяемая на 80 % предприятий ликеро-водочной промышленности РФ. В марте 2011 г. началось сотрудничество ОАО «АПЗ» с чешской фирмой EL GAS. В его рамках уже в этом году начнется производст­во нового комплекса учета «Поток» на базе счетчика АПЗ и корректора фирмы EL GAS. Также протокол о сотрудничестве был подписан с немецкой компанией VEMM TEC. В рамках сотрудничества АПЗ будет передана документация на изготовление жидкостного расходомера, и на  предприятии начнется их сборка под маркой АПЗ. - Наша задача – создавать новые конкурентоспособные продукты, – отметил генеральный директор О.В. Лавричев после подписания документов. – Уже в этом году мы плани­руем вывести на рынок новые комп­лексы учета. Уверен, что объе­динив наши усилия с иностранными парт­нерами, мы получим не только новый продукт, но и новые рынки сбыта.

Многофазный расходомер неф­теводогазовой смеси «УЛЬТРАФЛОУ»В 2010 г. ОАО «Арзамасский приборостроительный завод им. П.И. Пландина» совместно с ООО «ИНДУСТ­РИАЛЬНАЯ КОМПАНИЯ» (г. Москва) по техническому заданию компании «ЛУКОЙЛ» разработали, сертифицировали и организовали серийное производство многофазного расходомера нефтеводогазовой смеси «УЛЬТРАФЛОУ».Принцип работы системы основан на локальном акустическом зондировании многофазного потока с изменяющейся гидродинамикой течения в измерительном гидроканале, включающем последовательно расположенные по ходу потока калиброванные измерительные участки, площади проходных сечений которых отличаются в два раза.Измерение первичных парамет­ров многофазной смеси: скорос­ти фаз, газосодержания, объемной концентрации воды основано на методе локального акустического зондирования с помощью ультразвуковых зондов (ультразвуковых преобразователей), размещенных внутри гид­родинамического измерительного канала.Полученная с первичных преобразователей (ультразвуковых преобразователей, термопреобразователя и датчика давления) информация передается в контроллер для записи и накопления ее в энергонезависимом архиве. Полученные значения параметров потока передаются из архива в ЭВМ, где по специальным расчетным соотношениям, заложенным в программу обработки результатов измерения («VARPRO»), производится расчет расходов (объе­мов) компонентов нефтеводогазовой смеси и обводненности сырой нефти.Программное обеспечение сис­темы обеспечивает защиту от несанкционированного вмешательства в условиях эксплуатации.Промысловые испытания системы проводились на нефтяных скважинах Уньвинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Опытная эксплуа­тация «УЛЬТРАФЛОУ», продолжавшаяся 8 лет, подтвердила надежность созданной измерительной системы. «УЛЬТРАФЛОУ» – это первая бессепарационная многофазная измерительная система, разработанная российскими специалистами и изготавливаемая на ведущем оте­чественном предприятии приборостроения. Следует отметить также, что разработанные методы измерения параметров нефтеводогазового потока и само устройство запатентованы в нашей стране и за рубежом, в частности – в США, Канаде, Европе, Китае, Израиле и других странах.Система имеет полный пакет эксплуатационной и разрешительной документации, выданный «Росстандартом» и «Ростехнадзором». Сис­тема соответствует требова­ниям ГОСТ Р 8.615-2005, предъявляемым к замерным устройствам дебита скважин.В настоящее время завод готов к выпуску трех типоразмеров сис­тем «УЛЬТРАФЛОУ» с различными диапазонами измерения расхода жидкости:- «УЛЬТРАФЛОУ-400» (10-400 м3/сут),- «УЛЬТРАФЛОУ-1000» (50-1000 м3/сут),- «УЛЬТРАФЛОУ-2000» (100-2000 м3/сут).

Промысловые испытания «УЛЬТРАФЛОУ» проводились на неф­тяных скважинах Уньвинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Опытная эксплуатация системы, продолжавшаяся 8 лет, подтвердила надежность созданной измерительной системы.

Количество газа измеряется с погрешностью 4 % при газосодержании потока до 97 %. Обводненность потока измеряется в диапазоне от 0 до 100 %.Система имеет небольшие массо-габаритные характеристики, легко монтируется и настраивается в течение одной рабочей смены. Периодическая поверка системы осуществляется непосредственно на месторождении.Система может устанавливаться, как на выкидных трубопроводах скважин, так и на кустах скважин, в том числе при реконструкции АГЗУ, проводимой с удалением сепарационной емкости, а также может устанавливаться в многофазных системах сбора и при транспортировке продукции скважин.В настоящее время системы установлены на двух ДНС ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», подписаны договоры, начата поставка «УЛЬТРАФЛОУ-400», «УЛЬТРАФЛОУ-1000». 

Нижегородская область, г. Арзамас, ул. 50 лет ВЛКСМ, д. 8А, http://www.oaoapz.com/, е-mail: [email protected]

prominf.ru