Начинается...

Методы и средства измерения параметров многофазных потоков

УДК 681.121.89.082.4:681.5.08

Методы и средства измерения параметров многофазных потоков

Р. И. СОЛОМИЧЕВ – к.т.н., ООО НПО «Турбулентность-ДОН», sktb_solomichev@turbo-don.ru
А. Н. СЛОНЬКО – ООО НПО «Турбулентность-ДОН», sktb_std2@turbo-don.ru

В статье описана проблематика прямого непрерывного измерения многофазного потока в устье скважины. Рассмотрены негативные последствия и предложено решение для предотвращения пробкового режима течения многофазного потока – предварительное сепарирование свободного нефтяного газа с помощью существующих компактных возимых комплексов для первичного отделения газовой от жидкой фазы, которые ставятся непосредственно на выходе из скважины. Обосновано предложение измерять СНГ ультразвуковым расходомером газа Turbo Flow UFG с функцией динамического определения плотности газа по скорости звука. Предложено также использовать отечественные массовые кориолисовые расходомеры Turbo Flow CFM для оценки расхода двухфазной водонефтяной эмульсии, описаны отличительные преимущества использования данных приборов. Описан разработанный метод определения плотности газа по измеренной скорости звука, а также приведены экспериментальные данные опытно-промышленной эксплуатации приборов Turbo Flow UFG, которые сопоставимы по точности с данными лабораторного анализа состава газа.

Ключевые слова: многофазный поток, сырая нефть, свободный газ, параметры компонентов, плотность газа, измерительная система.

Постановка проблемы

Добытая нефть из скважины не является однокомпонентной субстанцией, а представляет собой многофазную смесь с вариацией различных концентраций воды, солей, газа, самой нефти и механических примесей. Традиционно для измерения каждой составляющей многофазной смеси прибегают к ее сепарированию, далее измеряют отдельные компоненты привычными расходомерами для воды, нефти и газа. Процесс разделения многофазной смеси занимает не малое количество времени, дорогостоящий и требует большого пространства для размещения громоздкого оборудования. Проблематика измерения многофазного потока одним расходомером связана с тем, что поток в любой момент времени может иметь любую структуру, изменяющуюся случайным образом. При этом необходимо своевременно определить расходы каждого из компонентов с регламентированной точностью: нефти, воды и газа, что оказывает определяющее влияние на их метрологические характеристики [1].

Основным стандартом, который регламентирует нормы точности в России при измерении массы сырой нефти, объема свободного нефтяного газа и массы сырой нефти с учетом содержания воды является ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования». Также стандарт устанавливает требование, при котором необходимо измерять количество сырой нефти и нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям на каждой скважине. Существующая ситуация оснащения оборудованием для поскваженного учета сдерживается с одной стороны ценой, с другой – сложностью эксплуатации применяемых многофазных расходомеров (МФР).

Таким образом, возникает потребность в многофазном расходомере, предназначенном для динамического измерения расхода многофазного потока и его отдельных компонентов доступных по цене и не сложных в эксплуатации. При приведении измеренного объема свободного газа к стандартным условиям возникает также проблема выбора расчетного метода, который не всегда может быть применен в связи со специфическим составом газа.

Цель и задачи исследования

Цель данного исследования – анализ методов и средств измерения параметров компонентов многофазных потоков при добыче нефти и газа.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

  • оценить состояние проблемы измерения многофазного потока, поступающего непосредственно из скважины, расходомером напрямую с учетом требований ГОСТ;
  • рассмотреть существующие методы и средства количественного и качественного измерения компонентов многофазного потока, оценить их эффективность;
  • провести анализ и обоснование выбора средств измерения расходов компонентов многофазной смеси.

Решение задач и результаты исследования

Как отмечалось ранее, многофазный нефтегазовый поток – это сложная феноменологическая структура, которую сложно предсказать, измерить и смоделировать. Чтобы описать турбулентное движение однородных и однофазных жидкостей в теоретической гидродинамике используется система из 6 уравнений Навье Стокса. Решить эти уравнения пока не представляется возможным.

Соответственно, для того, чтобы описать движение трехфазных жидкостей, нужны 18 подобных уравнений. Данную проблему не удается решить и с помощью вычислительной гидродинамики и современных суперкомпьютеров, которые не могут решить матрицы размером свыше 1000х1000х1000 элементов в течение приемлемого времени [2].

Разработчики многофазных расходомеров (МФР) в основном пользуются результатами экспериментальных исследований со статистическими моделями. 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. Несмотря на это до сих пор нет такого стенда, который полностью мог бы имитировать процессы, происходящие при добыче сырой нефти. В этой связи, невозможно точно произвести калибровку МФР в широком диапазоне изменения концентраций отдельных компонентов в нефтегазоводяной смеси, что в итоге порождает следующий ряд недостатков:

  • устройства не обеспечивают заявленной производителем точности измерения фаз и нуждаются в постоянной технической поддержке поставщиками (настройка и калибровка);
  • необходимость постоянного лабораторного доступа;
  • некоторые модификации МФР содержат радиоактивный элемент, из-за чего требуется специальное лицензирование при использовании прибора.

Для решения описанной проблемы предложено совместить способ сепарации и измерения многофазным расходомером. Идея частичной сепарации состоит в том, чтобы из трехфазной смеси отделить свободный нефтяной газ (СНГ). На выходе из сепаратора уже двухфазную жидкость – водонефтяную эмульсию измерять каким-либо из расходомеров (кориолисовым, ультразвуковым или другого принципа), а СНГ измерять ультразвуковым преобразователем расхода (УЗПР) газа. Именно с помощью ультразвукового способа измерения и разработанного в ООО НПО «Турбулентность-Дон» перспективного метода определения плотности газа по скорости звука можно однозначно измерить плотность СНГ и далее привести объем измеренного газа к стандартным условиям [3]. Для данного метода измерения плотности не требуется знать состав газа, проводить его лабораторные исследования.

Проблема измерения компонентов многофазного потока существует наряду с проблемой эксплуатации трубопроводов из-за образования газожидкостных пробок и возникновения пульсаций, которые обусловлены высоким содержанием газовой фазы и сложной геометрией трубопроводов [4]. Во время эксплуатации регистрируются неоднократные случаи схода трубопроводов с опор при надземном исполнении с расположением на свайных основаниях, что приводит к:

  • смещению положения, замятию трубопровода;
  • высоким рискам разрушения и порыва трубопровода, загрязнению окружающей среды;
  • вынужденному ограничению добычи скважин с высоким газовым фактором (ГФ);
  • нестабильной работе установки электроцентробежного насоса;
  • сложностям при запуске скважин после плановых и аварийных остановок.

Следовательно, для предотвращения негативного воздействия пробкового режима течения необходим системный подход к управлению многофазным потоком. Одним из решений является применение предварительного сепарирования. В настоящее время уже существуют компактные возимые комплексы для первичного сепарирования газовой от жидкой фазы, которые ставятся непосредственно на выходе из скважины. Предварительное отделение легких углеводородов и сопутствующих газов дает следующие преимущества:

  • снижаются гидравлические сопротивления,
  • уменьшаются пульсации давления в трубопроводах при транспорте нефти;
  • уменьшается пенообразование;
  • снижается на порядок ошибка измерения количественных значений компонентов каждой из фаз.

Приведенные требования по измерению отдельных фаз в ГОСТ основываются на проведенных ранее исследованиях состава водонефтяных эмульсий. При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой (от 1% до 98% по массе), сопровождаемое образованием эмульсий. Эмульсия – это дисперсная система, состоящая из двух (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул) [5] с различной степенью дисперсности.

При измерении массы как товарной, так и сырой нефти используются косвенные методы статических и динамических измерений [6]. При использовании этих методов измерение плотности нефти является необходимым звеном при определении массы нефти. В отличие от товарной нефти, сырая нефть является сложной смесью нефти, воды и хлористых солей (массовая концентрация от 900 мг/л до предела растворимости солей в воде), измерение плотности которой – нетривиальная задача. При измерении плотности сырой нефти используются как методы измерений в потоке (поточные плотномеры), так и лабораторные методы (лабораторные плотномеры и стандартизованные методы измерений плотности).

Применению самого распространенного метода измерений плотности – ареометрического, мешает расслоение сырой нефти. Получается, что ареометр плавает в более легкой жидкости, чем есть на самом деле, и, следовательно, измеряет плотность не той жидкости, которая нас интересует. Пикнометрический метод трудоемок. Заслуживающим внимания является метод с разделением (например, с помощью отстоя или какого-то иного способа) сырой нефти на пластовую воду и обезвоженную нефть. Используя измеренные выше величины, вычисляют плотность сырой нефти по формуле:

где:

ρОН – плотность обезвоженной нефти, кг/м3;
ρПВ – плотность пластовой воды, кг/м3;
WМВ – массовая доля пластовой воды в сырой нефти, %, определяемая соотношением:

где:

mПВ – масса пластовой воды, г;
mП – масса пробы сырой нефти, г.

Главные недостатки приведенных методов лабораторного анализа – затратные по времени, а также существует возможность получить большую погрешность, вызванную недостоверной точечной пробой из-за случайного характера изменения влагосодержания сырой нефти. Этот факт не может быть соотнесен с требованием ГОСТ по измерению компонентов многофазного потока на каждой скважине. Распространенным методом измерений плотности сырой нефти является динамический, т.е. с применение поточных плотномеров или канала измерений плотности массомеров – кориолисовых расходомеров. В отличие от лабораторных методов, при динамических измерениях плотность сырой нефти приводят к заданным условиям (температуре измерений объема нефти или к стандартной температуре) с помощью коэффициентов объемного расширения сырой нефти.

Коэффициенты объемного расширения нефти определяют в соответствии с ASTM D 1250 [7], но с учетом коэффициентов объемного расширения воды в зависимости от содержания растворенных в ней солей. Формула, описывающая эту зависимость, предложена в приложении А «Поправочные объемные коэффициенты для учета влияния температуры на подтоварную воду» API 20.1 [8]:

где:

B – массовая доля хлористых солей в пластовой воде, %;
ΔT = T – 15;
T – температура пластовой воды, °C.

Для вычисления плотности сырой нефти с учетом пластовой воды и растворенных в ней солей пользуются формулой согласно [8]:

где:

ρ15 · CTLW = ρПВ – плотность пластовой воды, кг/м3;
ρ15 = 7,2 · В + 999 – плотность пластовой воды при температуре 15°С, вычисляемая по методике API 20.1 с достаточной точностью при массовой доли хлористых солей в пластовой воде до 14% и в диапазоне температур от 15°С до 138°С.

Формула (4) подтверждена экспериментально в работе [6]. Отклонение плотности, измеренной массомером, от плотности приготовленных эталонных смесей, превышающее погрешность канала измерений плотности массомера, наблюдается лишь при влагосодержании более 70%. По предположению авторов работы это связано с тем, что вода и нефть имеют разные плотности, что приводит к возникновению дополнительной систематической погрешности вибрационного метода измерений или с расслоением приготовленной пробы.

В развитии темы кориолисовых измерителей массы необходимо отметить разнообразие существующих подходов в идентификации компонентов двухфазной жидкости, состоящей из водонефтяной эмульсии. Одним из наиболее распространенных является применение нейронных сетей (НС). Преимущество использования НС обусловлено способностью моделировать нелинейные отношения между входными переменными и требуемыми выходными сигналами с помощью методов приближения функций, а также определять сложные отношения с использованием алгоритмов распознавания образов.

При измерении многофазного потока распознавание образов используется для идентификации (классификации) режима потока, при котором входные переменные классифицируются как элемент предопределенного режима потока. Чтобы получить объективную идентификацию режимов потока, НС часто предпочитают статистическим методам из-за их быстрого отклика и упрощения, эффективности и доступности алгоритмов обучения.

Так, в работах [9, 10] группа авторов на основе разработанной модели нейронной сети описывает применение кориолисова расходомера для измерения долей в двухфазных потоках газ + нефть и нефть + пластовая вода на основе многослойной модели персептрона. Эксперимент ставился для вертикальных и горизонтальных трубопроводов с массовым расходом жидкости от 700 до 14500 кг/ч при объемной доле газа от 0% до 30%. В результате проведенных испытаний разработанный алгоритм дал результат 93,49% измерений с погрешностью менее 1% для горизонтального трубопровода и 96,17% для вертикальной установки. Таким образом, применяя составной метод измерения с предварительной сепарацией СНГ, допускается остаточное содержание газовой фазы в водонефтяной эмульсии до 30% при измерении массы кориолисовым расходомером, чтобы с достаточной точностью определить концентрации компонентов смеси.

В ООО НПО «Турбулентность-Дон» разработаны опытные образцы линейки отечественных массовых кориолисовых расходомеров Turbo Flow CFM (рис. 1) на диаметры трубопроводов от 10 до 250 мм с давлением до 25 МПа и температуру от −196° до +400°С. По функционалу и метрологическим характеристикам данные приборы не уступают общепризнанным иностранным образцам. Turbo Flow CFM сочетают в себе следующие особенности:

  • система самодиагностики с контролем метрологических характеристик в эксплуатации;
  • имитационная поверка и поверка на месте эксплуатации;
  • функция оценки параметров многофазного потока;
  • монтажные размеры и протоколы обмена соответствуют импортным аналогам;
  • имеется модификация для учета высоковязких жидкостей прямотрубного исполнения;
  • модификация для учета компримированного природного газа для топливозаправочных колонок АГНКС;
  • широкий температурный диапазон измерения, в том числе и для сжиженного природного газа.

Расходомер Turbo Flow CFM производства ООО НПО «Турбулентность-Дон»

Рис. 1. Расходомер Turbo Flow CFM производства ООО НПО «Турбулентность-Дон»

Возвращаясь к теме измерения объема СНГ при его сепарации, необходимо подробней остановиться на рассмотрении ультразвуковых расходомеров Turbo Flow UFG производства ООО НПО «Турбулентность-Дон» (рис. 2).

Данные расходомеры имеют уникальную функцию вычисления плотности газа с оценкой его компонентного состава. Данная функция значительно расширяет диагностические возможности УЗ преобразователя расхода, среди которых необходимо выделить главные преимущества:

  • отслеживание качества природного газа в реальном времени;
  • исключение ошибок ввода показателя плотности или состава газа;
  • возможность автоматического изменения метода расчета физических параметров газа для повышения точности и достоверности измерения;
  • возможность применения метода расчета объема газа, приведенного к стандартным условиям через рабочую плотность напрямую;
  • возможность более точно выполнять измерения объема газа в диапазонах состава газа, давлений и температур, которые не описаны стандартизованными методиками измерений (МВИ, ГОСТ, ГСССД).

Расходомер газа Turbo Flow UFG производства ООО НПО «Турбулентность-Дон»

Рис. 2. Расходомер газа Turbo Flow UFG производства ООО НПО «Турбулентность-Дон»

Разработанный метод определения плотности газа по измеренной скорости звука позволяет оценить концентрации таких компонентов газовой смеси, как метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), сумма бутанов (С4Н10), сумма пентанов (С5Н12), гексан (С6Н14), азот (N2) и углекислый газ (СО2). Согласно алгоритма расчета [3] на основе измеренной скорости звука в газе при рабочих условиях (Т=Траб, Р=Рраб) вычисляется концентрация метана. Далее, вычисляется скорость звука для стандартных условий, на основе которой происходит определение остальных концентраций компонентов газовой смеси. Имея оценочные значения компонентного состава, вычисляются коэффициент сжимаемости, показатель адиабаты и плотность газовой смеси для рабочих и стандартных условий. Относительная погрешность измерения разработанного метода (рис. 3) зависит от содержания базового компонента в смеси, от которого строится расчет (СН4, СО2 и пр.).

Диапазоны значений относительной погрешности измерения плотности газовой смеси при изменении концентрации метана (скорости звука для с.у.)

Рис. 3. Диапазоны значений относительной погрешности измерения плотности газовой смеси при изменении концентрации метана (скорости звука для с.у.) 

Опытные образцы УЗПР Turbo Flow UFG с функцией измерения плотности природного газа уже проходят опытно-промышленную эксплуатацию на подконтрольных ГРП. Данные, полученные при измерении плотности газа на потоке считывались помесячно из накопленных архивов прибора (ежечасные и суточные) и сравнивались с данными лабораторного анализа, периодичность отбора проб которого – 1 раз в неделю (рис. 4).

Зависимость экспериментальных характеристик измерения плотности природного газа сов-местно с данными лаборатории

Рис. 4. Зависимость экспериментальных характеристик измерения плотности природного газа совместно с данными лаборатории 

Как видно из приведенных графиков на рис. 4, измерения имеют высокую степень корреляции 73,17%. При этом необходимо заметить, что плотность, полученная на основе состава газа из лаборатории, статична (не изменяется) в течение недели. В то же время измеренная плотность газа с помощью УЗПР динамически изменяется ежедневно вслед за изменением состава газа в трубопроводе. Таким образом, работоспособность разработанного метода подтверждается на практике адекватностью полученных данных. Данный метод измерения плотности применим для любого из углеводородного, технически важного газа и негорючих отходящих газов, что является неоспоримым его преимуществом. Другими преимуществами являются низкие эксплуатационные затраты, стоимость прибора УЗПР с функцией измерения плотности и комплекса для измерения многофазного потока в целом. Высокая надежность применяемого подхода измерения компонентов многофазного потока таким способом также очевидна.

Выводы

  1. Описана проблематика прямого непрерывного измерения многофазного потока в устье скважины. Она связана с тем, что поток в любой момент времени может иметь любую структуру, изменяющуюся случайным образом, но при этом необходимо своевременно определить расходы каждого из компонентов: нефти, воды и газа, что оказывает определяющее влияние на их метрологические характеристики. При приведении измеренного объема газа к стандартным условиям возникает также проблема выбора расчетного метода, который не всегда может быть применен в связи со специфическим составом газа.
  2. Рассмотрены негативные последствия и предложено решение для предотвращения пробкового режима течения многофазного потока – предварительное сепарирование свободного нефтяного газа с помощью существующих компактных возимых комплексов для первичного отделения газовой от жидкой фазы, которые ставятся непосредственно на выходе из скважины. Частичную сепарацию предложено совместить со способом измерения массовым расходомером с функцией измерения двухфазного водонефтяного потока.
  3. В свою очередь объем СНГ предложено измерять ультразвуковым расходомером газа Turbo Flow UFG производства ООО НПО «Турбулентность-Дон», в котором реализован метод динамического определения плотности газа по скорости звука. Для данного метода измерения плотности не требуется знать состав газа, проводить его лабораторные исследования.
  4. В обсуждаемой измерительной системе предложено использовать отечественные массовые кориолисовые расходомеры Turbo Flow CFM производства ООО НПО «Турбулентность-Дон», которые на данный момент проходят опытную эксплуатацию. По функционалу и метрологическим характеристикам данные приборы не уступают известным иностранным образцам для диаметров трубопроводов от 10 до 250 мм с давлением до 25 МПа и температурой от −196° до +400°С.
  5. Описан разработанный метод определения плотности газа по измеренной скорости звука, а также приведены экспериментальные данные опытно-промышленной эксплуатации приборов Turbo Flow UFG, которые имеют корреляцию (73,17%) с данными лабораторного анализа состава газа. Разработанный метод измерения плотности применим для любого из углеводородного, технически важного газа и негорючих отходящих газов.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Handbook of Multiphase Flow Metering, Norwegian Society for Oil and Gas Measurement. March 2005.
  2. Режим доступа: https://asgard-service.com/news/vibroakusticheskij-mnogofaznyj-rasxodomer/ – Загл. с экрана.
  3. Соломичев Р. И. Оценка физико-химических параметров природного газа акустическим способом / Р. И. Соломичев, А. Н. Слонько // СФЕРА. Нефть и Газ. – 2019. № 4/2019 (72). с. 46–51.
  4. Повышев К. И. Нефтегазоконденсатные месторождения. Системный подход к управлению мультифазным потоком / К. И. Повышев, С. А. Вершинин, О. С. Верниковская // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – СПб – 2017 – № 4(6). с. 59–63.
  5. Шишмина Л. В. Сбор и подготовка продукции нефтяных скважин / Л. В. Шимшина // Конспект лекций, Томский политехнический университет, – 2016. с. 230.
  6. Немиров М. С. Особенности измерений плотности сырой нефти / М. С. Немиров, Т. Г. Силкина, Р. Р. Газиров // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011, – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. с. 41 – 43.
  7. ASTM D 1250-08 Standard Guide for Use of the Petroleum Measurement Tables.
  8. API 20.1. Manual of petroleum measurement standards.Chapter 20. – Allocation measurement. Appendix A-Volume correction factor for the effect of temperature on produced water.
  9. Lijuan Wang. Gas–Liquid Two-Phase Flow Measurement Using Coriolis Flowmeters Incorporating Artificial Neural Network, Support Vector Machine, and Genetic Programming Algorithms / Lijuan Wang, Jinyu Liu, Yong Yan, Xue Wang, Tao Wang // IEEE TRANSACTIONS ON INSTRUMENTATION AND MEASUREMENT, VOL. 66, NO. 5, MAY 2017, pp. 852 – 868.
  10. Liu R.P. A neural network to correct mass flow errors caused by two-phase flow in a digital coriolis mass flowmeter // Flow Measurement and Instrumentation. – 2001. № 12(1), pp.53–63.

При измерении многофазного потока распознавание образов используется для идентификации

(классификации) режима потока, при котором входные переменные классифицируются как элемент

предопределенного режима потока. Чтобы получить объективную идентификацию режимов потока, НС часто предпочитают статистическим методам из-за их быстрого отклика и упрощения, эффективности и доступности алгоритмов обучения.

Так, в работах [9, 10] группа авторов на основе разработанной модели нейронной сети описывает

применение кориолисова расходомера для измерения долей в двухфазных потоках газ + нефть и нефть +

пластовая вода на основе многослойной модели персептрона. Эксперимент ставился для вертикальных

и горизонтальных трубопроводов с массовым расходом жидкости от 700 до 14500 кг/ч при объемной доле газа от 0% до 30%. В результате проведенных испытаний разработанный алгоритм дал результат 93,49% измерений с погрешностью менее 1% для горизонтального трубопровода и 96,17% для вертикальной установки.

Таким образом, применяя составной метод измерения с предварительной сепарацией СНГ, допускается

остаточное содержание газовой фазы в водонефтяной эмульсии до 30% при измерении массы кориолисовым расходомером, чтобы с достаточной точностью определить концентрации компонентов смеси.

В ООО НПО «Турбулентность-Дон» разработаны опытные образцы линейки отечественных массовых

кориолисовых расходомеров Turbo Flow CFM (рис. 1) на диаметры трубопроводов от 10 до 250 мм с давлением до 25 МПа и температуру от -196°С до +400°С. По функционалу и метрологическим характеристикам данные приборы не уступают общепризнанным иностранным образцам. Turbo Flow CFM сочетают в себе следующие особенности:

система самодиагностики с контролем метрологических характеристик в эксплуатации;

имитационная поверка и поверка на месте эксплуатации;

функция оценки параметров многофазного потока;

монтажные размеры и протоколы обмена соответствуют импортным аналогам;

имеется модификация для учета высоковязких жидкостей прямотрубного исполнения;

модификация для учета компримированного природного газа для топливозаправочных колонок АГНКС;

широкий температурный диапазон измерения, в том числе и для сжиженного природного газа.

Скачать статью в формате pdf →

346800, Ростов-на-Дону,
1-км шоссе Ростов-Новошахтинск,
стр. 6/7, 6/8
☎ +7 (863) 203-77-80
info@turbo-don.ru
www.turbo-don.ru

Читайте также: