RU2454635C1

RU2454635C1 - Способ измерения массового и объемного расхода нефти, воды и попутного нефтяного газа в продукции добывающих нефтяных скважин с двухфазным сепаратором

Info

Publication number: RU2454635C1
Application number: RU2011112485/28A
Authority: RU
Inventors: Борис Иванович Андрейчиков (RU); Борис Иванович Андрейчиков
Original assignee: Борис Иванович Андрейчиков
Priority date: 2011-04-04
Filing date: 2011-04-04
Publication date: 2012-06-27

Abstract

Изобретение относится к области измерительной техники и автоматизации производственных процессов. Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси предусматривает разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, измерение в жидкостном канале массового расхода, объемного влагосодержания и плотности смеси. Дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание, объемный расход, температуру и давление смеси. Вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти ρ_н, воды ρ_в и свободного газа ρ_гсв, а также коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа

и коэффициент долевого объемного содержания растворенного в нефти газа

, которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления. Техническим результатом является повышение точности измерения количества добываемой из нефтяных скважин нефти, воды и попутного нефтяного газа. 7 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для измерения относительного содержания, расхода и количества трех основных компонентов смеси из нефти, воды, свободного и растворенного газа в продукции нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах.

В последнее время ясно проявилась необходимость иметь надежный учет добываемой нефти и попутного газа. Находящиеся в эксплуатации на нефтяных месторождениях автоматизированные замерные групповые установки (АГЗУ) типа «Спутник» измеряют расход жидкости (смесь воды и нефти с растворенным в ней попутным газом) и объемный расход попутного свободного газа, но не определяют расход нефти и воды. В измерительных установках типа «Мера», в которых используется гидростатический метод измерения массы, определяется также расход нефти с растворенным газом и расход воды. Однако область применения этих установок ограничена условием существенной разницы плотностей нефти и воды. При незначительной разнице в плотностях имеют место большие погрешности в измерении расхода нефти и воды, а при равенстве плотностей - отказ в работе по этим параметрам.

С целью инициирования создания измерительных установок, определяющих объемный и массовый расход всех трех компонентов продукции нефтяной скважины (нефти, попутного газа и воды), был разработан национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005, в котором установлены требования к точности измерения расхода нефти и попутного газа, в частности, непосредственно на выходе из нефтяной скважины.

Разработанные к настоящему времени бессепарационные трехкомпонентные расходомеры не удовлетворяют требованиям по точности и экологической чистоте. Кроме того, трехкомпонентные расходомеры, предлагаемые рядом зарубежных фирм, таких как Агар Корпорейшен, Шлюмберже, Роксар и других, очень дороги (порядка двухсот тысяч долларов за один образец), что делает их нерентабельными для стационарного использования на нефтяных месторождениях.

В силу указанных обстоятельств за рубежом и в России родилось направление в создании трехкомпонентных измерительных установок на основе модернизации существующих замерных установок, в основе которых лежит двухфазный сепаратор с разделением смеси на жидкостную и газовую составляющие и раздельное измерение объемного расхода жидкости и газа, как в упомянутых выше установках «Спутник» и «Мера», путем добавления в них влагомеров.

Целью такого подхода является превращение выпускаемых и находящихся в эксплуатации АГЗУ, которые фактически являются технологическими устройствами, в измерительные установки многокомпонентных смесей, каковой является продукция из нефтяной добывающей скважины. Это направление в развитии метрологии добывающих нефтяных скважин вызвано назревшей необходимостью и тем, что намечаемое решение этой проблемы за счет разрабатываемых трехкомпонентных расходомеров пока не дало ожидаемых результатов.

Идея простая: измерение влагосодержания смеси нефти и воды, вычисление расхода воды, вычитание его из расхода смеси. Результат - расход нефти.

Но при реализации этой идеи все оказалось не так просто. Существует целый ряд принципиальных проблем и трудностей, среди которых следующие.

1. Неполная сепарация в двухфазном сепараторе. В отсепарированной жидкости содержится свободный газ и при большой производительности его содержание может достигать двадцати процентов по объему. В свою очередь, в отсепарированном газе может содержаться также до двадцати процентов от общего количества жидкости по объему.

2. Структура потока после сепаратора при циклическом режиме работы в жидкостном канале, как правило, нестационарная даже в случае стационарности на входе сепаратора. Это может быть прямая или обратная эмульсия из нефти и воды, просто перемешанная смесь из воды и нефти с содержанием пузырькового газа, а также вследствие произошедшего расслоения смеси при накоплении в сепараторе последовательное вытекание из него в режиме слива воды, эмульсии, нефти с газом. В результате, с одной стороны, задача измерения жидкостной части смеси должна упроститься благодаря исключению свободного газа. С другой стороны, задача существенно усложняется тем, что структура потока изменяется, становится нестационарной из-за цикличности работы.

3. Измеряемая жидкость вовсе не смесь собственно представляющей интерес чистой нефти и воды, а смесь нефти с растворенным в ней газом и воды также с растворенным в ней газом.

4. Имеющиеся на сегодня из серийно выпускаемых измерителей влагосодержания, массового и объемного расхода рассчитаны на измерение моносред - чистых жидкостей и газов без примесей, в частности без газа в жидкости и без капельной жидкости в газе. А погрешности указанных измерительных приборов при наличии названных примесей в документации на них не указываются. В лучшем случае регламентируется максимально допустимое содержание примеси. В частности, почти для всех влагомеров указано относительное объемное содержание свободного газ, как правило, не более одного процента.

К настоящему времени разработан ряд измерительных систем для модернизации АГЗУ типа «Спутник». Наиболее близкими аналогами (прототипами) к предлагаемому в настоящей заявке изобретению являются Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1] и Установка измерительная КТС-ИУ (разработчик и производитель МОАО «Нвфтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика») [2].

С точки зрения идеологии построения и способа измерения оба устройства одинаковы. После двухфазного сепаратора в жидкостном канале удаляется турбинный объемный счетчик жидкости «ТОР» и устанавливаются массовый расходомер-плотномер жидкости кориолисова принципа действия и полнопоточный влагомер, а в газовом канале удаляется турбинный объемный расходомер газа и устанавливается массовый расходомер газа также кориолисова принципа действия. Отличия указанных прототипов состоят в использовании различных марок массовых расходомеров-плотномеров и влагомеров.

Положительными признаками прототипов являются:

- измерение влагосодержания смеси, необходимого для вычисления относительного содержания нефти и воды в жидкости;

- прямое измерение массового расхода и плотности потока смеси в жидкостном канале, что обеспечивает благодаря большой разности плотностей жидкости и газа высокую точность определения массового расхода жидкости.

К недостаткам прототипов следует отнести:

- использование для измерения объемного расхода газа в газовом канале массовых расходомеров газа кориолисова принципа действия, поскольку они здесь неприемлемы из-за существенного содержания капельной жидкости в газовом канале, которая имеет плотность примерно в пятьдесят раз больше, чем у газа при рабочем давлении, что приводит к очень большим погрешностям в измерении расхода газа;

- никак не измеряется и не вычисляется расход содержащейся в газовом канале нефти и воды;

- измеренный массовый расход жидкости и, соответственно, нефти - это расход вместе с содержащимся в них растворенным газом.

Резюмируя признаки прототипов, характеризующие уровень техники в метрологии нефтедобывающей отрасли, отметим, что задача измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа решена только в плане самого факта проведения измерения указанных физических величин. Однако точность измерения соответствует ГОСТ Р 8.615-2005 лишь при условии идеальной двухфазной сепарации, возможность чего проблематична, и хорошо перемешанного потока измеряемой среды, чего тоже, как правило, нет.

Это обусловлено большими методическими и инструментальными погрешностями. Систематические погрешности вызваны недостаточностью измеряемых физических величин в газовом канале. Чтобы измерить часть нефти и воды, уносимых потоком газа в газовый канал, необходимо измерение еще каких-то величин, характеризующих количество нефти или воды, или жидкости. Теоретически возможно использовать тот же набор измерительных приборов, что и в жидкостном канале, то есть добавить влагомер (или, по крайней мере, зондирующий блок от него) при установленном уже массовом расходомере-плотномере газа кориолисового типа. Однако, как указывалось выше, этот расходомер-плотномер при наличии капельной жидкости в потоке газа неработоспособен.

Одним из существенных признаков настоящего изобретения является осуществление в газовом канале измерения объемного влагосодержания и общего объемного расхода, установив для этого влагомер и объемный расходомер смеси. При этом становится достаточным информации от влагомера в газовом канале без измерения в нем плотности или массового расхода путем использования в рабочем алгоритме равенства соотношения содержаний нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов.

Имеется также вторая систематическая погрешность, связанная с неучетом растворенного в нефти попутного газа.

Этот растворенный в нефти газ ни в существующих АГЗУ типа «Спутник», ни в измерительных установках типа «Мера», ни в рассмотренных модернизированных вариантах «Спутника» не измеряется и не вычисляется. Эта часть газа оказывается не учтенной. Но, главное, ее наличие в нефти приводит к погрешности измерения остальных измеряемых трех составляющих - чистой нефти, воды и свободного газа.

Для определения количества растворенного в нефти газа необходимо рассматривать закономерности, присущие растворам газов в жидкостях. Они довольно сложно зависят от многих факторов: рода жидкости и газа, температуры, давления и других условий. Применительно к нефти коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа

помимо давления и температуры зависят от их фракционного и углеводородного состава. Различные компоненты нефтяного газа также обладают неодинаковой растворимостью. Характеристики растворимости попутного газа, как правило, определяются экспериментально в лабораторных условиях.

Важным обстоятельством является то, что для конкретной нефти количество растворенного в нефти газа может быть формульно записано как часть от количества самой чистой нефти с использованием упомянутых выше коэффициентов, зависимость которых от температуры и давления заложена в память рабочей программы измерительной установки.

Исходя из того что коэффициенты растворимости

и

для конкретных нефтяных скважин известны, а также априорно известны по лабораторным данным плотности чистой нефти ρ_н (без растворенного газа и воды), воды ρ_в, свободного газа ρ_гсв (при нормальных условиях) и растворенного газа ρ_гр (в выделившемся состоянии при нормальных условиях), в настоящем изобретении предлагается алгоритм измерения и вычисления относительного содержания, объемного и массового расхода, добытого на текущий момент времени количества всех компонентов измеряемой смеси: чистой нефти, свободного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям), воды и растворенного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям).

Ниже приводится этот алгоритм измерения названных физических величин в виде перечня выведенных для этого формул, выделив вначале физические величины, получаемые прямым измерением (по показаниям используемых комплектующих средств измерений).

Получаемые прямым измерением физические величины:

- массовый расход смеси в жидкостном канале;

- относительное объемное содержание воды в жидкостном канале;

ρ_жк - плотность смеси в жидкостном канале или

- объемный расход смеси в жидкостном канале (в случае вычисления плотности ρ_жк по измеренному значению объемного расхода и массового расхода);

- объемный расход смеси в газовом канале;

- относительное объемное содержание воды в газовом канале;

Т_жк - температура в жидкостном канале;

Т_гк - температура в газовом канале;

Р_жк - давление в жидкостном канале;

Р_гк - давление в газовом канале.

Вычисляемые величины:

Благодаря получению дополнительной информации о влагосодержании и объемном расходе в газовом канале, а также использованию коэффициентов растворимости газа в нефти имеется необходимое количество уравнений, соответствующее количеству неизвестных, и приведенные в настоящем перечне формулы являются точными, не содержат систематических погрешностей даже при некачественной двухфазной сепарации. Точность измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа будет полностью определяться погрешностями примененных в измерительных установках комплектующих приборов (массовых и объемных расходомеров, плотномеров и влагомеров). Все эти приборы должны иметь необходимую точность в реальных условиях эксплуатации. Определяющими помеховыми факторами для них являются: содержание свободного газа в жидкостном канале, содержание капельной жидкости в газовом канале, работоспособность при водонефтяных смесях как второго, так и первого рода (непрерывная фаза нефть или непрерывная фаза вода).

Для лучшего понимания сущности настоящего изобретения к описанию прилагаются иллюстративные материалы в соответствии со следующим перечнем:

- фиг.1. Блок-схема прототипа модернизированного АГЗУ типа «Спутник», где ПСМ (переключатель скважинный многоходовой);

- фиг.2. Блок-схема 1 модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник», вариант с использованием влагомера «Сател-РВВЛ» в жидкостном канале с непрерывным сливом смеси при поддержании постоянного уровня жидкости в сепараторе;

- фиг.3. Блок-схема модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник» с периодическим сливом смеси из сепаратора;

- фиг.4. Точностные характеристики прототипа и изобретения без растворенного газа, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные некачественной сепарацией измеряемой смеси;

- фиг.5. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода без растворенного газа для прототипа и изобретения;

- фиг.6. Точностные характеристики прототипа и изобретения при растворенном газе, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные наличием растворенного газа в нефти;

- фиг.7. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода при наличии растворенного газа и обусловленные некачественной сепарацией для прототипа и изобретения.

Таким образом, сущность заявляемого способа измерения объемных и массовых характеристик добываемой из нефтяной скважины нефти, воды и попутного нефтяного газа состоит в том, что помимо известных приемов в измерении покомпонентного расхода, а именно измерения массового расхода, плотности и объемного влагосодержания смеси в жидкостном канале, дополнительно измеряют объемный расход и влагосодержание смеси в газовом канале (вместо измерения в нем массового расхода газа) и, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкости газового и жидкостного каналов, известные из лабораторных данных значения массового и объемного коэффициентов растворимости газа в нефти данного месторождения, а также плотности нефти, воды и газа, вычисляют массовые и объемные характеристики с помощью приведенных выше формул.

В качестве подтверждения существенности предлагаемых в данной заявке дополнительных признаков изобретения ниже приводится достигаемый технический результат в виде сравнительной оценки точности измерения основного по значимости компонента продукции нефтяной скважины, а именно нефти. А для доказательства возможности реального осуществления сравнительная оценка была проведена с учетом реально используемых измерительных комплектующих приборов как в прототипе, так в примере реализации настоящего изобретения.

В качестве прототипа была взята «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM» (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1], блок-схема которого приведена на фиг.1.

В жидкостном и газовом каналах этой системы измерений используются кориолисовые счетчики расходомеры массовые Micro Motion (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc.) со следующими техническими характеристиками [3]:

- предел основной относительной погрешности, %:

- массового расхода и массы жидкости	±0.15÷±0.5
- массового расхода и массы газа	±0.65÷±1.0

- предел основной абсолютной погрешности плотности жидкости, кг/м³ - ±0.5÷2.0;

- малая зависимость от температуры и давления;

- никаких данных о влиянии свободного газа.

В жидкостном канале помимо расходомера-плотномера используется влагомер сырой нефти ВСН-АТ (ЗАО «Аргоси», г.Москва) со следующими техническими характеристиками [4]:

- предел допустимой абсолютной погрешности, % в диапазоне:

0.01÷4%	±0.05
4÷10%	±0.1
10÷20%	±0.15
20÷50%	±0.5 (до инверсии)
50÷90%	±1.0 (свыше инверсии)
90÷100%	±1.0 (±0.66*) * - по заказу

- поверка в диапазоне расхода от 2 до 10 м³/час, температуры - от 10 до 50°С;

- никаких данных о влиянии свободного газа.

Блок-схемы системы измерений для модернизации АГЗУ «Спутник» по способу, представленному в настоящем изобретении, изображены на фиг.2 и фиг.3 [5]. В отличие от прототипа в газовом канале вместо кориолисова массового счетчика-расходомера газа установлен зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ радиоволнового влагомера «Сател-РВВЛ» (ООО «ИНГА», г.Москва, совместно с ОАО «Нефтемаш», г.Тюмень, РФ) [5, 6] и объемный расходомер газа, а в жидкостном канале вместо влагомера ВСН-АТ используется второй зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ влагомера «Сател-РВВЛ».

Влагомер «Сател-РВВЛ» отличается работоспособностью при любом содержании газа в измеряемой смеси (сертификационные испытания проведены до объемного содержания газа 30%), и для него указаны как основные, так и дополнительные погрешности, приведенные ниже.

Наименование характеристики	Динамический режим	Статический режим
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, %	±0,80	±1,00
Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения скорости потока (от 0 до 4 м/с), %	±0,55	±0,95
Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания солей (от 5 до 200 г/дм³), %	±0,55	±0,90
Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры измеряемой среды, %	-1,87·10^-2·(Т-Т_норм)	-3,28·10^-2·(Т-Т_норм)
Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания свободного газа (от 0 до 30%) в измеряемой среде, %	±0,95	±1,30

Погрешности объемного расходомера газа в газовом канале не задавались, поскольку при оценке точности измерения количества нефти результат измерения объемного расхода газа в газовом канале не участвовал.

Результаты сравнительной оценки погрешностей измерения массового расхода нефти представлены в таблице 1 на фиг.4 и графиками на фиг.5. Эти данные характеризуют относительные погрешности измерения массового расхода нефти, вызванные некачественной сепарацией смеси в двухфазном сепараторе (наличием свободного газа в жидкостном канале и капельной жидкости в газовом канале) и погрешностями используемых измерительных приборов - расходомеров и влагомеров. При этом в формулах алгоритма измерения массового расхода не были задействованы коэффициенты растворимости газа в нефти, что соответствует случаям отсутствия растворенного газа либо справедливости получаемых значений расхода не чистой нефти, а нефти с растворенным в ней газом. Соответственно, представленные результаты по погрешностям - это относительные погрешности измерения массового расхода нефти вместе с растворенным в ней газом.

Наличие растворенного в нефти газа при рабочих условиях приводит к дополнительной погрешности измерения, если в рабочем алгоритме не предусмотрен учет его массы и объема в растворенном виде. Результаты оценки этой дополнительной погрешности представлены в таблице 2 на фиг.6 и графиками на фиг.7.

Анализ погрешностей измерения, представленных в упомянутых таблицах и графиках, показывает следующее:

1. дополнительное по сравнению с прототипом измерение влагосодержания и объемного расхода смеси в газовом канале совместно с определением расхода нефти в газовом канале путем учета одинакового соотношения между содержанием нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную некачественной двухфазной сепарацией смеси;

2. дополнение рабочего алгоритма измерения массового и объемного расходов массовым и объемным коэффициентами растворения газа в нефти и их автоматическая коррекция в зависимости от рабочего давления и температуры полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную наличием растворенного газа в нефти;

3. интересно отметить, что в прототипе погрешности, вызванные некачественной сепарацией и наличием растворенного газа в нефти, имеют разные знаки: некачественная сепарация приводит к занижению показаний массового и объемного расходов нефти, а наличие растворенного газа - к завышению, то есть указанные две погрешности частично компенсируются при их близости по абсолютным значениям.

Литература

1. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.001.A №34299. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №39821-08 за 30.12.08.

2. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.006.A №28691. Установка измерительная КТС-ИУ (МОАО «Нефтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №35473-07 за 08.08.07.

3. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений US.C.29.004.A №23912. Счетчики расходомеры массовые Micro Motion, моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG 050, H, LF (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc., США, Нидерланды, Мексика). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №13425-06 за 13.05.06.

4. СВИДЕТЕЛЬСТВО об утверждении типа средств измерений RU.C.31.006.A №37792. Влагомер сырой нефти ВСН-АТ. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №42678-09 за 31.12.09.

5. Андрейчиков Б.И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности. Журнал СТА (Современные технологии автоматизации), №4, октябрь 2010 г.

6. Поточный радиоволновой влагомер «Сател-РВВЛ». Сайт в Интернете http://www.inga-systems.ru.

Claims

Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси из добывающих нефтяных скважин, предусматривающий разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, и измерение в жидкостном канале массового расхода
, объемного влагосодержания
и плотности ρ_жк смеси, или вместо непосредственного измерения плотности измерение объемного расхода
для вычисления плотности путем деления массового расхода на объемный, температуру Т_жк и давление Р_жк, дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание
, объемный расход
температуру Т_гк и давление Р_гк смеси, по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти ρ_н, воды ρ_в и свободного газа ρ_гсв, а также коэффициента долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа
и коэффициента долевого объемного содержания растворенного в нефти газа
, которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления, вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси из добывающей нефтяной скважины или их часть, в зависимости от конкретного применения способа, по следующим алгоритмам:
относительное объемное содержание нефти в жидкостном канале

где ρ_жк - измеренное или вычисленное по формуле

суммарный массовый расход нефти

суммарный массовый расход воды

суммарный объемный расход свободного газа при рабочих значениях температуры Т_раб и давления Р_раб

суммарный объемный расход свободного газа при нормальных значениях температуры Т_ну и давления Р_ну

,
суммарный объемный расход выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления

,
где ρ_гр.ну - плотность выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных условиях,
полный суммарный объемный расход свободного газа и выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления

.