СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ДВУХФАЗНОЙ ТРЕХКОМПОНЕНТНОЙ СРЕДЫ
FLOW MEASURING METHOD OF TWO-PHASE THREE-COMPONENT MEDIUM

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения расхода трехкомпонентного потока, в частности, в нефтедобывающей отрасли при контроле дебита нефтяных скважин.
Большинство измерительных устройств испытывается на средах-заменителях, в итоге метрологические организации, не имея стендов с реальными средами, проводят калибровочные работы, не учитывая физико-химические свойства нефтегазовой смеси, что приводит к существенному снижению точности измерения продукции нефтяной скважины в процессе ее нормальной эксплуатации.
Известен способ определения дебита нефтяных скважин, включающий зондирование потока акустическими импульсами, направленными от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником, измерение скорости движения потока, фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем и вычисление расхода компонентов на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды [1]. Однако данный способ приводит к существенным ошибкам при определении расхода двухфазной среды из-за неучета влияния растворенного в нефти и воде нефтяного газа при давлениях и температурах в измеряемом потоке.
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающий калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и газа [2].
Недостатком данного способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды является то, что при синтезе математической модели движения данной среды не учитываются физико-химические свойства компонентов продукции нефтяной скважины.
Задачей предлагаемого технического решения является разработка такого способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, при реализации которого учитывались бы свойства нефти, воды и нефтяного газа.
Техническим результатом изобретения является учет физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа при измерении расходов этих компонентов.
Технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающем калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа, проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти стационарных режимах фильтрации, при этом измерение дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят с помощью измерительной установки, погрешность измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды которой не превышает допустимую погрешность при определении дебитов нефти, воды и нефтяного газа, а калибровку многофазного расходомера проводят на основе значений дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки, расчет дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят на основе моделей самоорганизации, а в качестве проверочных точек используют значения дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки и соответствующих им значений датчиков многофазного расходомера, а в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины дебит нефти, воды и нефтяного газа определяют на основе моделей самоорганизации, при этом входные данные снимаются с датчиком многофазного расходомера.
Способ реализуется следующим образом. Проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти режимах стационарной фильтрации. На каждом установившемся режиме фильтрации измеряют забойное давление и дебит нефтяной скважины. При этом расход каждой компоненты измеряют с помощью измерительной установки, а датчики многофазного расходомера фиксируют скорость потока, обводненность, газонасыщенность, давление, температуру.
В качестве измерительной используют установки с погрешностью измерения 1-2%. К таким установкам относятся, например,
- установка непрерывного измерения сырой нефти и объема нефтяного газа УНИСН (погрешности измерения ±1%);
- многофазный расходомер AGAR MPFM-301/401 (погрешность измерения ±2%);
- расходомер Schlumberger, состоящий из двух главных элементов (трубки внутри и детектора гамма-излучения).
Математическую модель движения двухфазного трехкомпонентного потока в виде моделей самоорганизации синтезируют на основе данных калибровки многофазного расходомера, проведенной в заводских условиях. При этом, как правило, калибровка в заводских условиях проводится на средах-заменителях, которые по физико-химическим свойствам существенно отличаются от свойств реальных нефтей, газов и пластовой воды. Поэтому модель самоорганизации, полученная на средах-заменителях в процессе калибровочных работ в заводских условиях, будет давать существенные погрешности в промысловых условиях. Чтобы снизить погрешности данной модели самоорганизации и довести ее до уровня, требуемого национальным стандартом ГОСТ Р 8.615-2005, необходимо использовать следующую последовательность действий: данные калибровки в промысловых условиях во время проведения гидродинамических исследований нефтяной скважины используют в качестве проверочных точек при синтезе математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды.
В работе [3] показано, что модели самоорганизации оптимальной сложности через три-четыре шага селекции восстанавливают ту зависимость, которой удовлетворяют проверочные точки. Обычно в теории самоорганизации лучшие модели i-го ряда передаются в i+1 как обучающие модели. В данной работе предлагается, прежде чем передавать лучшие модели в следующий ряд, улучшать их с помощью планирования эксперимента, используя точки проверочной последовательности. Это позволит существенно увеличить точность обучающей модели.
В данном случае три-пять проверочных точек, снятых в промысловых условиях, дают возможность синтезировать математическую модель движения двухфазной трехкомпонентной среды с учетом физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа.
Полученную математическую модель используют для расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины. При этом в качестве входных показателей используют показания датчиков многофазного расходомера. В случае использования для измерения покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины прибора «Ультрафлоу» входными данными являются показания датчиков доплеровского сдвига частоты, газонасыщенности, влажности, температуры и давления в контролируемом объеме.
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность измерения многофазного расходомера за счет учета физико-химических свойств компонентов продукции скважины.
Кроме того, особенностью разработки нефтяных месторождений являются значительные изменения во времени состава и свойств добываемой продукции, обусловленные подключением в работу другого горизонта, подходом окисленной нефти из краевых частей складки, влиянием техногенного воздействия. И эти изменения в свойствах продукции нефтяной скважины требуют проведения новых калибровочных работ.
Источники информации
1. Патент РФ №2138023 «Способ определения расхода компонентов многофазной среды. // Мельников В.И., Дробков В.П. - 1999.09.20.
2. Письмаров М.Н. Расчет расхода трехкомпонентной среды при калибровке многофазного расходомера. Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых в 2-х т./ М.Н.Письмаров, К.Ю.Плесовских; под ред. А.А.Большакова. - Саратов: Саратовский государственный технический университет, 2009. - T.1. - 360 с. - С.110-112.
3. Базаев К.И. Восстановление зависимости по малому числу экспериментальных точек. // Современные информационные и телекоммуникационные технологии в образовании, науке и технике. V межрегиональная научно-практическая конференция. Арзамас 2008. - М.: СГА, 2008. - С.347-352.