CC BY
18
УДК 528
А.Ф. Серов, В.Н. Мамонов, А.Д. Назаров, М.В. Бодров ИТ СО РАН, Новосибирск
АЛГОРИТМЫ ВЫЧИСЛЕНИЯ СКОРОСТИ ПОТОКА ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В ЩЕЛЕВОМ КАНАЛЕ
A.F. Serov, V.N. Mamonov, A.D. Nazarov, M.V. Bodrov
Institute of Thermophysics of Russian Academy of Science (IT RAS)
Lavrentyev aven., 1, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
CALCULATION ALGORITMS FOR VELOCITY OF WATER-OIL FLOW IN A SLOT CHANNEL
The development of calculation algorithm for the velocity of the water-oil mixture in a slot channel of a measurement device is shown. The cyclic algorithm for calculation of the flow parameters for low Re numbers is grounded. Algorithm-to-algorithm transitions are shown depending on combination of flow parameters and components, introduced into the software.
1. Введение
Получение достоверной информации о добываемой нефти дает возможность судить об эффективности разработки нефтяного пласта, принимать своевременные решения о начале регламентных работ по профилактики и ремонту скважины.
Современные нефтяные трубопроводы снабжены сложными измерителями параметров нефтеводяной смеси (НВС). Являясь первичными устройствами, они подготавливают исходные данные для алгоритмов вычислительных устройств.
Разработанный коллективом авторов универсальный алгоритм обработки первичных измерительных данных в соответствии с различными комбинациями установочных и калибровочных параметров позволил создать устойчивый информационно-измерительный комплекс для определения промышленного дебета каждой отдельной скважины, а так же для представления данных в принятом виде и формирование архива, полноценно отражающего параметры потока.
Разработанный информационно-измерительный комплекс может быть частью системы «интеллектуальных» скважин, которые обеспечивают непрерывный сбор данных, регулирование потока и интеграцию всех систем для обеспечения дистанционного управления дебитом [1].
В докладе представлен алгоритм вычисления скорости потока водонефтяной смеси, а так же кратко описана аппаратура и методы регистрации первичных параметров.
2. Аппаратура и методы регистрации параметров
Для выполнения в режиме реального времени непрерывных измерений фракционного состава и фазовых дебитов водонефтяных потоков скважины была разработана универсальная и многоуровневая информационно-
измерительная система, в состав которой вошла аппаратура осуществляющая измерение объёма и массы нефти и воды.
Анализ требований к измерительному комплексу позволил определить состав расходомера двухфазной смеси (нефть - вода) и выбрать методы определения основных параметров смеси: объемный расход смеси и процентное содержание влаги в смеси. Расход смеси вычисляется по оперативным данным о перепаде давления на особом сужающем устройстве, скорости и температуре потока. Концентрация влаги определяется поточным влагомером и позволяет определить объем добытой пластовой воды [2].
Датчики оперативных данных представляют собой законченные цифровые приборы на базе программируемых микроконтроллеров, которые объединяются в промышленную сеть по средствам RS -485 интерфейса и подключаются к «вычислителю», в котором реализованы функции сбора, хранения и обработки информации (рис. 1).
Рис. 1. Схема измерительного комплекса: 1 - ультразвуковой измеритель скорости; 2 - дифференциальный манометр; 3 - влагомер; 4 - датчик температуры; 5 - датчики измерителя скорости; 6 - блок питания; 7 -вычислитель; 8, 9 - штуцера отбора давления
3. Алгоритм вычислений и управление данными в системе Микропроцессорный блок обработки данных («Вычислитель») представляет встраиваемый промышленный компьютер Pentium III, работающий под специализированной операционной системой X-Linux (embedded Linux), что позволило создать на этой платформе сложные многопоточные приложения. Эти приложения отвечают всем требованиям
системы по надёжности, быстродействию и обеспечивают работу сложного алгоритма сбора, хранения и управления данными.
Программное обеспечение (ПО) измерительного комплекса состоит из двух частей: ПО регистрации и расчёта технологических данных и ПО просмотра и обработки сохраненных данных и выдачи отчетных форм.
ПО регистрации и расчёта технологических данных реализует аддитивный алгоритм для вычисления массы нефти (рис. 2). Он базируется на избыточном объеме получаемых данных, что позволяет восстанавливать недостоверные данные по отдельным параметрам.
Рис. 2. Блок-схема алгоритма расчёта расхода НВС
При отказе одного, или нескольких первичных приборов, алгоритм должен продолжить вычисление расхода, используя либо параметры, полученные при предыдущих итерациях, либо использовать константы, введенные оператором. Разработанный алгоритм вычисления скорости потока включает несколько подалгоритмов для разных ситуаций, которые возникают в процессе получения первичной информации от измерительных устройств.
Базовый алгоритм расчёта использует скорость потока определённую по времени распространения ультразвукового сигнала. В соответствии с калибровочными параметрами «Вычислитель» автоматически вносит поправку на коэффициент, учитывающий профиль деформации потока НВС в измерительном канале.
Но, как известно, акустические ультразвуковые измерения очень чувствительны к характерным параметрам НВС (газосодержание, содержание твёрдых фракций в потоке) и не всегда могут давать достоверную информацию. Поэтому, для повышения надежности системы, анализируется достоверность данных о скорости и при низкой достоверности вступает в действие алгоритм, который основан на вычислении скорости потока НВС по данным о перепаде давления на сужающем устройстве и предварительной информации о плотности и вязкости смеси. В основе алгоритма лежит зависимость безразмерного аргумента «Ф» от числа Рейнольдса, полученной на этапе калибровки:
Ф = d2*AP /(p*v2), (1)
где d, м2 - диаметр трубы измерительной секции;
AP, Па - перепад давления на сужающем устройстве;
-5
р, кг/м - плотность смеси;
v, м2/с - кинематическая вязкость смеси.
Одновременное использование в системе учета измерителей перепада давления и скорости потока дает избыточность информации для расчета расхода смеси. Но повышает устойчивость работы измерительно -вычислительного комплекса и увеличивает надежность получения достоверной информации. Кроме того, дополнительные данные дают возможность при использовании итерационного метода вычислить мгновенное значение вязкости водонефтяного потока, что существенно повышает достоверность получения текущего значения скорости.
«Вычислитель» автономно накапливает архив почасовых и посуточных значений расхода смеси, а так же регистрирует информацию о работе системы в целом (время включения, количество недостоверных измерений, журнал ошибок и т. д.).
ПО просмотра и обработки сохраненных данных позволяет считывать архивную информацию из вычислителя, изменять настройки системы и формировать отчёты о количестве добываемой продукции. Связь внешнего компьютера с блоком «вычислителя» осуществляется по средствам TCP/IP
протокола, что позволяет объединять несколько «вычислителей» в распределённую информационную систему. Доступ к микропроцессорной системе обработке данных может осуществляется как с помощью Ethernet, так и по средствам беспроводного интерфейса Wi-Fi [3].
Выводы
1. Ввод в вычислительный алгоритм избыточных взаимозаменяемых данных существенно повышает надежность работы информационно -измерительного комплекса.
2. Созданный алгоритм и информационно-измерительный комплекс безусловно положительно повлияют на развитие наукоемкой отрасли для нефтегазовой промышленности и приведут к созданию принципиально новых технологий эксплуатации объектов отрасли, таких как «интеллектуальные скважины».
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. А.А. Булгаков, и др. (ОАО НПФ «Геофизика»), И.А. Исхаков, и др.(АНК «Башнефть») Современные интеллектуальные инструменты для обеспечения качественного бурения наклонно-направленных скважин."Бурение и нефть ", № 12, 2002 г.
2. А.Ф. Серов, А.Д. Назаров, М.В. Бодров, Аппаратура и алгоритм для определения содержания нефти в смеси у скважины. Сборник материалов Международного научного конгресса Гео-Сибирь-2007, т. 5, с. 218 - 224, 25 - 27 апреля 2007 г., Новосибирск, СГГА.
3. Бодров М.В. Информационная система для автоматизированного контроля нефтедобычи//сб., тез., докл. IX Всероссийской конференции молодых учёных по математическому моделированию и информационным технологиям - Кемерово, 2008.
© А.Ф. Серов, В.Н. Мамонов, А.Д. Назаров, М.В. Бодров, 2009
