АДАПТИВНЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО (СВОБОДНОГО) ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НА ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВКАХ
ADAPTIVE METHOD OF DEFINITION OF RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT AT GROUP GAGE UNITS

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.
Известен [1, 2] способ непосредственного взвешивания весами (например, тензометрическими) измерительной емкости вместе с жидкостью (водонефтяная смесь). При этом из емкости предварительно удаляется попутный нефтяной газ, а по результату взвешивания измерительной емкости вместе с жидкостью и по известному времени наполнения жидкостью этой емкости контроллер выдает результат измерения дебита подключаемой на измерение нефтяной скважины (из группы скважин) в единицах массы - т/сут. В дальнейшем по известным значениям плотностей нефти и воды (результат лабораторного анализа) и по измеренному влагомером процентному содержанию воды в нефти, введенным в контроллер в виде уставок, определяются дебиты (в единицах измерения массы) по нефти и воде. Измерение суточного объема газа выполняется с помощью объемных (тахометрических или вихревых) счетчиков газа [1-3].
Недостатком указанного способа является тот факт, что после сепарации в измерительной емкости с жидкостью (нефть+вода), в силу различных обстоятельств (например, некачественной сепарации) всегда присутствует неучтенный свободный газ в виде мелкодисперсной структуры, который занимает вполне определенный объем [4] в измерительной калиброванной емкости и который в данной установке воспринимается как жидкость. В данной установке этот факт не учитывается.
Известен гидростатический способ [3] измерения и контроля дебита нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости высотой Н от плотности смеси
2
2
3
см
где g - ускорение свободного падения, м/с; Н - высота столба смеси жидкостей, м; ΔР - перепад давления столба смеси жидкостей, Н/м; ρ - плотность смеси жидкостей, кг/м.
см
Из формулы (1) определяется плотность смеси ρ.
А дебиты скважин по жидкости (смеси) и по газу определяются соответственно по формулам:
i
i
где S - площадь сечения емкости, определенная при изготовлении измерительной емкости; t - время наполнения измерительной емкости; V=S·H - калиброванный объем жидкости.
см
Определение дебита скважины по нефти и воде выполняется косвенным расчетным путем при известных плотностях воды и нефти и определенной по формуле (1) плотности смеси ρ.
к
к
При всех достоинствах гидростатического способа измерения дебита нефтяных скважин (в единицах массы) есть существенный недостаток, который заключается в следующем. В силу различных обстоятельств (некачественная сепарация, недостаток времени полного всплывания пузырьков газа) после сепарации нефть всегда содержит мелкодисперсный свободный газ [4], который занимает вполне определенный объем в объеме калиброванной емкости V. Доля свободного газа К в объеме V (неотсепарированного) в процессе измерения дебита нефтяных скважин будет восприниматься как водонефтяная смесь, что, в свою очередь, дает дополнительную погрешность в определении плотности смеси и соответственно дебита смеси, нефти и газа.
Известен также объемный способ измерения дебита нефтяных скважин, который реализуется сепарационными измерительными устройствами, главным образом автоматизированными групповыми замерными установками [1].
Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть+газ+вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.
В свою очередь, сепарационные устройства конструктивно и функционально подразделяются на два вида:
- измерители покомпонентного расхода с горизонтальным гидроциклонным сепаратором;
- измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.) [5]. Принцип действия таких установок можно рассмотреть на примере работы установки «Спутник-А». Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, каждому положению которого соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор горизонтального типа, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматики (БМА) регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер, и количество газа, прошедшего через счетчик-расходомер газа, установленного на выкидной газовой линии из сепаратора.
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.
Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации. Основной недостаток объемного способа измерения дебита скважин, реализованного с помощью групповых автоматизированных установок с газосепараторами горизонтального типа, заключается в том, что он не дает возможности перейти (без соответствующей технической и функциональной модернизации) к массовым измерениям продукции скважин. Не решает он также и проблемы учета остаточного (свободного) газа.
Известные технические решения [6-8], которые в той или иной мере улучшают (конструктивно и функционально) технические характеристики установок горизонтального типа для измерения дебита группы нефтяных скважин, также не решают этих проблем.
Известен также способ [9] определения газового фактора на групповых замерных установках, который заключается в сепарации нефти в сепараторе групповой замерной установки, определении мгновенного дебита скважины, измерении времени изменения давления до граничных значений, измерении граничных значений давления сепарации и определении газового фактора из соотношения, в которое входят названные выше параметры.
Недостатком способа является, во-первых, то, что используется объемный метод измерения дебита скважины, а во-вторых, не решается проблема учета остаточного (свободного) газа.
Есть еще один вопрос, который, по нашему мнению, нелишне здесь затронуть. В работе [10] рассматриваются проблемы, связанные с внедрением национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа». В этой работе отмечается, что за последние 4 года введено в эксплуатацию на месторождениях страны более 700 установок с горизонтальным газосепаратором, половина из которых поставлена по заказу нефтяных компаний несертифицированной как средство измерения. Следовательно, предстоит достаточно объемная задача по модернизации огромного количества замерных установок с целью обеспечения возможности их сертификации согласно требованиям указанного стандарта.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому способу является способ прямых измерений [11] за определенный период времени массы сырой нефти (водонефтяной смеси), нефти в смеси и объема нефтяного газа при стандартных условиях с использованием комплекса технических средств - измерительных установок «КТС-ИУ» (Технические условия 4213-020-0013793-2006) в составе автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ). При измерении продукции скважины происходит ее разделение на сырую нефть и газ в сепараторе АГЗУ. По заданному алгоритму управления КТС-ИУ накопленные в сепараторе АГЗУ водонефтяная смесь и газ периодически или непрерывно (для газа) сбрасываются в общий коллектор. На выходе АГЗУ при сбросе продукции в коллектор производятся прямые независимые измерения следующих физических величин:
- массы и плотности сырой нефти - с помощью массовых счетчиков кориолисова типа;
- массы газа - с помощью счетчиков того же типа;
- температуры сырой нефти - с помощью преобразователей температуры;.
- объемной доли воды и нефти в водонефтяной смеси - с помощью поточного влагомера сырой нефти;
- времени измерения продукции скважины и времени работы скважины за месяц - таймером блока обработки информации.
Дополнительно лабораторными стандартизированными методами производятся измерения плотности пластовой воды и газа при стандартных условиях, значения которых вводятся в блок обработки информации (БОИ) КТС-ИУ в качестве условно-постоянных величин для данной скважины.
На базе результатов прямых измерений физических величин автоматически с помощью БОИ КТС-ИУ производятся вычисления:
- массы нефти в водонефтяной смеси (т);
3
- объема нефтяного газа в стандартных условиях (нм);
- массового расхода сырой нефти (т/сутки);
- массового расхода нефти (т/сутки);
3
- объемного расхода нефтяного газа (нм/сутки).
Такой способ измерения в большей степени, чем известные, свободен от перечисленных выше недостатков и удовлетворяет требованиям национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
см
Недостатком известного технического решения способа (прототипа) измерения дебита нефтяных скважин является также погрешность в определении дебита нефтяных скважин при наличии в измерительной емкости неконтролируемого свободного (неотсепарированного) газа. Как показывают результаты промысловых испытаний, объем свободного попутного газа может достигать (1-10)% от объема V измерительной емкости.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств путем введения в процесс определения остаточного (свободного) газосодержания с возможностью коррекции результата измерения дебита скважины по нефти.
Требуемый технический результат достигается тем, что в заявляемом способе, согласно способу-прототипу заключающемся в поочередном, по заданной программе, измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа жидкости, массы газа и объемной доли воды и нефти каждой скважины, прошедших соответственно через массовые счетчики жидкости, газа и поточный влагомер за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность соответственно по массовому расходу сырой нефти (водонефтяной смеси), массовому расходу нефти и объемному расходу нефтяного газа, вычисляется расчетное значение плотности сырой нефти по формуле
,
н
в
где ρ и ρ - плотности соответственно нефти и воды, измеренные лабораторным путем по каждой скважине;
W - средняя обводненность водонефтяной смеси, определенная по ряду измеренных поточным влагомером мгновенных значений Wi.
абс
абс
На основании ряда мгновенных значений плотности сырой нефти по каждой подключенной для измерения нефтяной скважине определяется среднее значение плотности,, при этом, если разность  и  изменяется на величину Δρ>Δρ(где Δ ρ- абсолютная погрешность измерения плотномера), то остаточное газосодержание сырой нефти определяют по формуле
г
нг
г
а численное значение К в дальнейшем используется для корректировки массы нефти М в нефтеводогазовой смеси и объема V в смеси по формулам:
;
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами и несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям изобретения.
На чертеже приведена принципиальная схема устройства, реализующего адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках.
Устройство (см. чертеж) состоит из горизонтального гидроциклонного сепаратора 1 с боковым подводящим патрубком 2 и отводящими газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит контроллер 5 с многоканальным входом 6 и с управляющими выходами 7 и 8. Устройство содержит поплавок 9 регулятора уровня, заслонку 10 газовой линии, трубопроводы 11, 12 и 13 для подачи в сепаратор продукции, отвода газа и слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером 5 переключатель скважин 14 и трехходовой кран 15, обратный клапан 16, сборный коллектор 17, а также датчик 18 температуры, датчик 19 избыточного давления в сепараторе, массовый счетчик и плотномер 20 сырой нефти, влагомер 21, массовый счетчик 22 газа. Информационные выходы датчиков подключены к многоканальному входу 6 контроллера 5.
Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 5 программным путем через переключатель скважин 12 производится поочередное подключение нефтяных скважин на замер дебита.
Продукция одной из скважин по трубопроводу 11 поступает через патрубок 2 в сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор 17.
Трехходовой электроуправляемый кран 13 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в сепараторе 1 направляется через массовый счетчик 22 газа в сборный коллектор 17, а жидкость заполняет нижнюю (накопительную) полость сепарационной емкости. Поплавок 9 в накопительной емкости через систему рычагов при достижении в ней верхнего предельного уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой линии. Давление в накопительной емкости повышается, и сырая нефть (водонефтяная смесь) через отводящий патрубок 4, массовый счетчик и плотномер 20, влагомер 21, трехходовой кран 15 и обратный клапан 16 начинает поступать в сборный коллектор 17. После этого уровень жидкости в накопительной емкости снижается, поплавок 9 опускается и открывает заслонку 10, после чего процесс повторяется. Затем контроллер 5 подает команду на переключатель скважин 12 для подключения на измерение следующей скважины.
н
в
В контроллер 5 при сбросе продукции в коллектор (соответственно по сырой нефти и газу) поступает информация о массе и плотности сырой нефти, массе газа, температуре сырой нефти, объемной доле воды и нефти и времени измерения продукции скважины. На базе этих результатов, полученных прямыми измерениями физических величин, а также на базе введенных в память контроллера (по каждой скважине) так называемых условно-постоянных величин плотности нефти ρ и плотности воды ρ, измеренных лабораторным способом, контроллер автоматически производит следующие вычисления:
- массы нефти в водонефтяной смеси (т);
3
- объема нефтяного газа в стандартных условиях (нм);
- массового расхода сырой нефти (т/сутки);
- массового расхода нефти (т/сутки);
3
- объемного расхода нефтяного газа (нм/сутки).
см
г
г
H
Реально, как мы показали ранее, часть объема накопительной емкости V занимает свободный (неотсепарированный) газ V, который, во-первых, необходимо измерить (определить), а во-вторых, использовать его численное значение для корректировки массы нефти в нефтеводогазовой смеси. С появлением в смеси объема V уменьшается объем нефти V в смеси, следовательно можно записать
г
где К - доля объема свободного газа в нефти (газосодержание).
В работе [12] при анализе влияния свободного газа на метрологические характеристики объемно-весовых (массовых) измерителей дебита получено следующее выражение
см
н
в
где ρ, ρ, ρ, - соответственно плотности смеси, нефти, воды;
W - обводненность смеси;
К - доля объема свободного газа.
Проанализируем выражение (5) с точки зрения его применимости для обоснования предлагаемого нами адаптивного способа определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках. Числитель выражения (5) представляет собой расчетное значение плотности водонефтяной смеси (естественно без учета свободного газа). Для ясности дальнейшего изложения запишем числитель формулы (5) в виде:
н
в
i.
Отметим, что расчетное значение  (6) является некоторой средней оценкой плотности смеси, поскольку, в свою очередь, аргументы функции (5) получены статистическим усреднением лабораторных измерений значений (ρ, ρ) и измеряемых влагомером значений W
Формула (5) получена [12] в предположении, что наличие некоторой доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси практически не влияет на ее массу, измеряемую массовым, например кориолисовым расходомером, но влияет на плотность нефтеводогазовой смеси, измеряемую тем же прибором, но по каналу «измерение плотности смеси». Именно эту плотность и измеряет кориолисовый расходомер. Переходя от мгновенных измерений значений плотности смеси к ее средним оценкам, и с учетом формулы (6) формула (5) трансформируется к виду:
г
Из формулы (7) следует окончательное выражение для определения величины К - объемной доли свободного газа (газосодержания):
н,
в
где параметры W и - измеряемые величины, а  - рассчитываемая величина при известных ρρ и W.
Таким образом, по каждой подключенной для измерения скважине контроллер (5) осуществляет следующие операции:
н,
в
- на основании измеренных значений (средних оценок) ρρ и W рассчитывает плотность ;
- на основании ряда мгновенных значений плотности сырой нефти определяет среднее значение плотности
а6с
абс
- если разность  и изменяется на величину Δρ>Δρ, где Δρ - абсолютная погрешность измерения плотномера, то остаточное газосодержание сырой нефти определяют по формуле (8).
г
нг
г
г
В дальнейшем численное значение К используется для корректировки массы нефти М в нефтеводогазовой смеси и объема V свободного (неотсепарированного) газа в смеси путем подстановки, например, значения К в формулы, данные в работах [12, стр.18 (26) и стр.16 (4)]:
или в аналогичные в зависимости, в каждом конкретном случае, от реализуемых алгоритмов с учетом давления, температуры и др.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого способа измерения (определения) дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «изобретения» и подлежит защите охранными документами (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.
Источники информации
1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.
2. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-180-300А», 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000.
3. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2000. - 472 с.(80-83).
4. Журнал «Мир измерений». - М. 2006 - №11. - с.92.
5. Справочник по добыче нефти / В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.(стр.259-263).
6. Авторское свидетельство СССР №1043293, кл. Е21В 43/00.
7. Авторское свидетельство СССР №1165777, кл. Е21В 47/10.
8. РФ, описание изобретения к патенту №2136881, C1, Е21В 47/10, 28.10.97.
9. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - №9 - с.2-6.
10. Авторское свидетельство СССР №901486, кл. Е21В 47/10.
11. ГСИ. «Методика выполнения измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на отдельной скважине с помощью измерительной установки «КТС-ИУ», 2000.
12. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - №11 - с.2-19.