CC BY
220
УДК 621.3.087
А.Ф. Серов, А.Д. Назаров
ИТ СО РАН, Новосибирск
М.В. Бодров
СГГ А, Новосибирск
АППАРАТУРА И АЛГОРИТМ ДЛЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОНТРОЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ У СКВАЖИНЫ
Аннотация
Добыча углеводородного топлива связана с подъемом на поверхность многих полезных и вредных веществ. В этой связи при организации учета объема природопользования возникает актуальная задача непрерывного автоматизированного измерения объема добываемой нефти и сопутствующих ей воды, газа и других компонент.
Ряд фирм (ОЗНА, "AGAR CORPORATION", "Schlumberger" и др.) предлагают передвижные или стационарные измерительные комплексы, отвечающие ряду требований. Но все они имеют значительные габариты, вес и стоимость, что не позволяет широко применять эти комплексы на скважинах с дебетом ~ (50-100) тонн в сутки. В данной работе представлен опыт разработки основных элементов измерительного комплекса -многофазного расходомера и поточного влагомера. Измерительный комплекс предназначен для измерения расхода нефти, воды и газа в многофазной среде с различной структурой потока газожидкостной смеси без предварительного ее сепарирования. Подобная система может применяться на станциях подготовки нефти и на нефтяных скважинах для оперативного учета и автоматического регулирования режимов работы глубинных насосов.
Объект контроля
Для выполнения в режиме реального времени непрерывных измерений фракционного состава и фазовых дебитов нефте-водо-газовых потоков скважины в измерительный комплекс должна входить аппаратура, осуществляющая измерение объёма и массы нефти, воды, газа. Большинство методов оценки состава, свойств и качества смеси стандартизовано. Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных стандартами условиях. Требования к автоматизированным системам регистрации основных параметров смеси у скважины имеют свою специфику и в большой степени диктуются составом и технологией управления подъемом смеси и полевыми условиями [1].
Известно, что в пластовых условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углеводородов, и неуглеводородные газы - азот, углекислый газ и др. Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анализами. Его содержание в нефтях обычно не превышает 1,7 %.
Одним из значительных компонентов нефти являются твердые метановые углеводороды (парафины), содержание которых может достигать
15-20 %. (Панов и др., 1986). Но во многих нефтях Западной Сибири (усть-балыкская, западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4 % (А.А. Зубайдуллин).
Еще один не углеводородный компонент сырой нефти -минерализованные пластовые воды. Состав пластовых вод, которые извлекаются вместе с нефтью, концентрация в них солей и соотношения ионов, а соответственно, и степень их экологической опасности разнообразны. Основные группы вод - хлоридно-натриевые (преобладающие) и хлоридно-кальциевые. Все воды нефтяных месторождений высоко минерализованы. Выделяются рассолы (выше 100 г/л) и соленые воды (10-50 г/л). Для нефтяных вод характерно повышенное содержание галогенов (С1, Вг, J), а также бора, бария, стронция, а в ряде случаев -двухвалентного железа и сероводорода (Батоян, 1983). При этом даже в пределах одного бассейна состав пластовых вод достаточно разнообразен. Пластовые воды, отделяющиеся от добываемой нефти в процессе ее первичной подготовки, составляют основные объемы сточных вод промыслов - около 82-84 % (Панов и др., 1986). По мере увеличения срока эксплуатации промыслов объем сточных вод непрерывно растет, а их минерализация падает.
Расходомер двухфазной жидкости «Кварта»
В Институте теплофизики СО РАН традиционно ведутся работы по исследованию физики многофазных потоков (гидродинамика течений, тепломассообмен, вязкость и др.) [2, 3, 4]. 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. На рис. 1 приведена схема расходомера. Расход смеси вычисляется по данным о перепаде давления на особом сужающем устройстве, скорости потока, температуре и плотности смеси. Концентрация влаги определяется поточным влагомером и позволяет определить объем добытой пластовой воды.
Рис.1. Схема расходомера двухфазной жидкости
1 - расходомер на основе сужающего устройства, 2 - влагомер, 3 - ультразвуковой измеритель скорости, 4 - микропроцессорный блок обработки данных
Окончательные вычисления с применением данных о плотности воды и нефти, калибровочных параметров по обезвоженной нефти, пластовой воде данной скважины позволяют получить данные о массе добытой нефти. Для вычисления массы полученной нефти применен аддитивный алгоритм. Он базируется на избыточном объеме данных, что позволяет восстанавливать недостоверные данные по отдельным параметрам.
Влагомер «Кварта»
Вопросам измерения важных параметров нефти и нефтепродуктов, в частности, влажности посвящено незначительное количество публикаций. Обзорная статья по средствам измерения влажности нефти и нефтепродуктов была опубликована в начале 1999 года [5]. В ней обсуждаются проблемы измерений влажности нефти электро-гидродинамическим, ультразвуковым, диэлькометрическим и радиоволновым методами и показано, что наибольшее перспективным является радиоволновый метод.
Радиоволновый метод влагомера «Кварта» определения количества воды в объёме смеси основан на физическом эффекте различного поглощения СВЧ энергии водой и нефтью в зондируемом объеме смеси. Это различие связано с парамагнитными явлениями и различной диэлектрической проницаемостью нефти (8нефТи = 2-А) и воды (8Воды = 80). В зависимости от организации зоны взаимодействия СВЧ сигнала со смесью можно выделить два типа влагомеров: лучевой и зондовый (рис. 2).
Рис.2. Лучевой и зондовый влагомеры
Структурная схема зондового влагомера приведёна на рис. 3. В измерительной секции трубопровода (13) перпендикулярно потоку расположен закрытый фторопластовой оболочкой микроволновый зонд (5) дипольного типа. К сенсору через согласующее устройство (4) от усилителя мощности (3) и генератора (2) подводится СВЧ сигнал с частотой 430 мГц.
Сигнал, пропорциональный количеству влаги в районе зонда, получаем на выходе сумматора (10), на входы которого поступает сигнал с согласующего устройства (6, 7). Для поддержания выходного напряжения СВЧ генератора на постоянном уровне в схему введена цепь АРУ, (8, 9). Прибор имеет аналоговый выход по напряжению (0 - 10 В) (11) и току (4-20 мА) (12). Питание влагомера осуществляется напряжением постоянного тока: +24 В, 0,1 А и - 12 В, 0,05 А.
Было изготовлено и испытано несколько типоразмеров влагомера «Кварта». На рис. 4 приведены фотографии электронного блока и «катушки» измерительной секции влагомера.
Рис. 4. Влагомер «Кварта -100» и микропроцессорный контроллер
Тарировка и погрешности
Одним из обязательных мероприятий, допускающих измерительный прибор к эксплуатации, является его тарировка. Влагомер предназначен для измерений влажности нефти в диапазоне от 0 до 100 % с абсолютной погрешностью ±2,5 % в диапазоне W < 50 % (прямая эмульсия типа "вода в нефти") и ± 5 % для значений влажности в диапазоне W > 50 % (обратная эмульсия типа "нефть в воде").
Разработанная многофазная измерительная система «Кварта» и входящий в неё влагомер «Кварта» не требуют предварительных данных о свойствах газожидкостной смеси, таких как скорость потока, плотность, вязкость и ее солесодержание, так как методика тарировки позволяет влияние всех перечисленных свойств смеси учесть в суммарной погрешности измерительной системы. Тарировка влагомера выполняется перед эксплуатацией на скважине поднятой нефтью и пластовой водой.
Калибровка выполнялась на автоматизированном стенде ИТ СО РАН с двухфазной трехкомпонентной смесью: воздух - вода - минеральной масло или нефть (рис. 5) .
На первом этапе тарировка велась на чистой нефти или подтоварной воде с действующей скважины. Смесь формировалась в рабочем объеме 2 500 мл измерительной секции.
Показания влагомера регистрировались по четырем каналам:
Напряжение СВЧ генератора (детектор 2); Напряжение на зонде (детектор 1); Токовый выходной сигнал (токовый вых.); Температура смеси.
Автоматизированная система сбора данных была построена на АЦП типа АБШ14-8В и ПЭВМ типа 1ВМРС.
Рис.5. Автоматизированный стенд калибровки влагомера
На втором этапе для интенсивного перемешивания включался барбатаж и регистрировались показания влагомера для смеси нефть - воздух или вода -воздух. Расход воздуха регистрировался ротаметром и манометром, температура смеси - термосопротивлением типа Р1500.
На третьем этапе регистрировалось изменение выходного сигнала при внесении в смесь заданных порций третьей компоненты (воды или нефти).
В результате обработки сигнала было установлено, что градуировочная характеристика для влагомера «Кварта - 100» близка к прямолинейной зависимости (табл. 1, рис. 7): у = 0,001х + 0,7191, у - выходной сигнал влагомера; х - процент содержания влаги в нефти.
Таблица 1
нефть Сигнув Темп,гр С
1200 0 0,721 21, Й5
1200 V 0,703 23,56
1200 14,3 0,70.5 23,54
1200 20 0,791 23,43
1200 2i □,692 23,47
1200 25,4 0,686 23,47
500 ДЗ 0,(549 22,39
400 7J 0,(544 22,4.5
300 SO 0,634 22,4
200 Hi,7 0,(529 22,41
100 0,625 22,37
0 1D0 0,610 23,87
0,74 0,72 0,7 §
I 0,68
S
" 0,66 -
О 0,54 0,62 0,6
Зависимость выходного сигнала от содержания воды в нефти.
ш
ї = -0,0 01x + 1,7191
.о
10 20 30 4 0 5 0 ВО
70 80 90 100
содержание воды,%
Рис. 7. Зависимость выходного сигнала от содержания влаги
Анализ показаний влагомера показывает, что абсолютная погрешность в диапазоне W < 50 % не превышала ±2,5 % и для значений влажности в диапазоне W > 50 % не превышала ± 5 %.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Измерения количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете / Н.И. Ханов и др. - СПб.: Изд-во СПб. гос. ун-та экономики и финансов, 2000. - 269 с.
2. A.N. Pavlenko, N.I. Pecherkin, V.Yu. Chekhovich, V.E. Zhukov, S. Sunder, P. Houghton, A.F. Serov, A.D. Nazarov// Large industrial-scale model of structured packing distilation column / Journal of engineering thermophysics, Vol. 13, No.1, 2005, P. 1-18.
3. Измерение волновых характеристик неизотермической пленки жидкости емкостным методом / Е.А. Чиннов и др. // Теплофизика и аэромеханика. - 2004. - Т. 11, № 3. -С.421-426.
4. Экспериментальное исследование осаждения капель жидкости на стенки канала из пристенных газокапельных струй / В.И. Терехов и др. // ТВТ. - 2003. - № 5. - С.726-733.
5. Фетисов В.С. Средства измерения влажности нефти: современное состояние, проблемы и перспективы (Обзор) / В.С. Фетисов // Датчики и системы. - 2000. - №3. - С. 33-38.
© А.Ф. Серов, А.Д. Назаров, М.В. Бодров, 2007
