АДАПТИВНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.
Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) применяются бессепарационные и сепарационные измерительные устройства [1, 2]. 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 последнее время все большее распространение получают измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [3-6].
Устройства [3-6] измеряют дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды) и времени наполнения (опорожнения) мерной калиброванного емкости. Подключение конкретной скважины к устройству на замер дебита производится переключателем скважин по программе, задаваемой микропроцессором. Калиброванный мерный объем устройства ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение». Расход газа в таких устройствах определяется объемным способом, путем замещения известного объема калиброванной емкости в процессе вытеснения из нее жидкой фазы в коллектор.
При несомненных достоинствах (простота конструктивных и схемных решений, приборного оснащения, приемлемая соответственно для заказчика цена) измерителей покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующих гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [3-6], существенный недостаток их состоит в отсутствии схемных и программных решений, позволяющих корректировать математическую модель измерительного процесса так, чтобы она наиболее полно (точно) с наименьшей погрешностью идентифицировала объект (скважину).
Наиболее близким к заявляемому техническому решению (прототипом) является устройство [7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. Дополнительно к этому в трубопроводе сливания жидкости установлен преобразователь влагомера, информационный выход которого также подключен к многоканальному входу контроллера.
Применение указанного конструктивного решения позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:
- увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет дополнительного измерения дебита жидкости в момент опорожнения калиброванной емкости, с учетом времени ее наполнения, и газовой фазы - в момент наполнения жидкостью калиброванной емкости, чем самым повышается надежность измерения за счет его дублирования;
- вместе с тем, в своем развитии это устройство имеет перспективу к созданию на его базе самонастраивающегося алгоритма путем сравнения результатов измерения с использованием гидростатического метода и непосредственно расходомеров-счетчиков жидкости и газа и влагомера с целью непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин.
3
3
Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, который заключается в следующем. Численные значения пар дискретных временных рядов по расходу жидкости и газу представляют собой результат измерения дискретных значений указанных параметров соответственно гидростатическим методом (наполнение и замещение объема измерительной емкости, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом) и расходомерами-счетчиками жидкости и газа, преобразователи расхода которых установлены соответственно в трубопроводах сливания жидкой фазы и отведения попутного газа. Рассмотрим пару дискретных временных рядов, один из которых представляет собой набор численных дискретных отсчетов массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) [3-6], измеренного гидростатическим методом (наполнение и замещение объема измерительной калиброванной емкости, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом), а другой представляет собой численные значения результата измерения расхода жидкости расходомером-счетчиком жидкости.. Полученные при этом временные ряды представляют собой наборы дискретных значений расхода продукции скважины, причем, численные значения измеренных расходов имеет разную размерность, а именно, гидростатический метод дает размерность в массовых единицах измерения расхода жидкости (кг/час или т/сутки), а объемный метод, реализуемый с помощью расходомера-счетчика жидкости, дает размерность в объемных единицах измерения расхода (м/час или м/сутки). Естественно предположить, что сравнение измеренных численных значений одной и той же физической величины (расхода), имеющих разные размерности, может встретить определенные трудности. Тем более некорректно совмещать, сравнивать и использовать эти измерения для выработки управляющих воздействий - корректоров алгоритма измерения дебита продукции скважин (самонастраивающегося алгоритма) с целью, например, уточнения модели измерительного процесса и, в конечном итоге, повышения точности измерения.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств:
- оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно дублирование измерений за счет совмещения в одном цикле измерения двух приборов (методов) для целей получения численных значений измеренных дебитов продукции скважин по жидкостной фазе, имеющих одну и ту же размерность (т/сутки или кг/час);
- придание устройству свойства адаптивности по отношению к измерительной модели объекта (скважины).
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что в устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, датчик разности гидростатических давлений в мерном резервуаре, датчик избыточного давления в верхней полости мерного резервуара, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа с установленным в нем преобразователем расходомера-счетчика газа и трубопровод сливания жидкой фазы с установленным в нем преобразователем влагомера, а информационные выходы преобразователей расходомера-счетчика газа и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера, управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно, в трубопроводе сливания жидкой фазы, установлен преобразователь массового расходомера с функциями измерения массового расхода и плотности жидкой фазы, информационные выходы которого по массовому расходу и плотности подключены к многоканальному входу контроллера.
Дополнительно к этому, контроллер адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин выполнен с возможностью, по каждой подключенной на измерение скважине, попарного сравнения с одной стороны численных значений дискретных временных рядов, каждый из которых содержит не менее 10-ти отсчетов массового расхода, плотности жидкой фазы (водонефтяной смеси), расхода попутного нефтяного газа (параметры 1-ой группы), измеренных гидростатическим методом (наполнение и замещение объема измерительной калиброванной емкости, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом) и с другой стороны - соответствующих численных значений этих же параметров (параметры 2-ой группы), но измеренных массомером с функциями измерения массового расхода и плотности и расходомером - счетчиком газа, и определения с помощью статистических критериев (например, F-критерия) равноточности (неравноточности) измеренных попарных значений параметров 1-ой и 2-ой групп и их совместимости.
Дополнительно к этому контроллер адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин выполнен с возможностью обновления результатов измерения после очередного подключения каждой текущей скважины из группы скважин на измерение параметров соответственно 1-ой и 2-ой групп и сохраняя при этом постоянное число дискретных отсчетов по каждой паре однородных измеряемых и сравниваемых параметров.
Дополнительно к этому, контроллер адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин выполнен с возможностью выбора и запоминания тех численных значений дискретных временных рядов параметров 1-ой и/или 2-ой групп, коэффициенты вариации которых при заданной погрешности измерения минимальны и которые (численные значения) в дальнейшем могут быть использованы для расчета производных показателей продукции нефтяных скважин.
Дополнительно к этому, контроллер адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин выполнен с возможностью, по каждой подключенной на измерение скважине, определения массы товарной нефти по результатам измерения на скважине
где:  - масса свободного (отсепарированного) газа, выделившегося в сепараторе из одной тонны пластовой нефти, измеренного в замерной установке;
W - объемный коэффициент обводненности смеси, измеряемый влагомером в составе замерной установки;
см
к
V - объем смеси, измеренный замерной установкой путем заполнения соответствующей части калиброванной емкости V.;
ф
3
Г - величина газового фактора, присущего данной конкретной скважине (пласту), нм/тн;
г
3
ρ - плотность попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, тн/м;
н
ρ - плотность нефти конкретной скважины.
Дополнительно к этому, контроллер адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин выполнен с возможностью установления трехходового крана в такое положение, при котором могут быть реализованы режимы поддержания постоянного уровня жидкости в мерном резервуаре и непрерывного измерения параметров 2-ой группы (расхода и плотности жидкости и расхода газа) соответственно массовым расходомером с функциями измерения массового расхода и плотности жидкой фазы и расходомером-счетчиком газа.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».
На фигуре приведена принципиальная схема адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин.
Адаптивное устройство (см. фигуру) состоит из вертикального мерного резервуара 1 с боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком 4 для слива жидкости. Содержит датчик 5 температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики-сигнализаторы 6 и 7 уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор 8, датчик 9 избыточного давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара, заполненной газом, датчик 10 разности гидростатических давлений для измерения дифференциального давления в калиброванной части мерного резервуара, а также контроллер 11 с многоканальным, по количеству датчиков, входом 12 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 13, трубопровод 14 подачи продукции, трубопровод 15 отведения попутного газа и трубопровод 16 сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером 11 трехходовой кран 17, входы которого «а» и «б» соединены с трубопроводами 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход «в» через обратный клапан 18 соединен с выкидным трубопроводом 19. На трубопроводах 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи 20, 21 и 22 расходомера-счетчика газа, влагомера и массового расходомера с функциями измерения массового расхода и плотности жидкой фазы. Информационные выходы преобразователей 20, 21, в том числе и преобразователя 22 массового расходомера (выходные информационные шины 23 и 24) подключены к многоканальному входу 12 контроллера 11.
ц
Адаптивное устройство работает следующим образом. По ранее известной - (по результатам испытаний на продуктивность) производительности для конкретной скважины устанавливают (задают) наиболее приемлемое, соответствующее ее ожидаемому дебиту наполнение мерного резервуара жидкостью, то есть задействуют, соответственно, конкретную часть калиброванного мерного объема V, исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени t. Выход «в» крана 17 при подготовке устройства к работе соединяют временным трубопроводом (отдельной позицией не показан) с выкидной линией скважины через обратный клапан 18, а продукция скважины через трубопровод 14 подачи продукции, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на чертеже изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар 1, где происходит ее разгазирование. Трехходовой электроуправляемый кран 17 находится в положении, при котором открыты вход «б» крана и его выход «в». Попутный газ, расход которого измеряется расходомером-счетчиком 20, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре 1 через трубопровод отведения газа 15, преобразователь расходомера-счетчика 20 газа, вход «б» крана и его выход «в» направляется в выкидную линию скважины. Соответственно, жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара заданного объема.
1
При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 11 по сигналу датчика-сигнализатора 6 включает таймер контроллера. После этого начинается отсчет времени измерения, то есть контролируется и учитывается продолжительность наполнения жидкостью соответствующей мерной части резервуара от одного уровня до другого, а гидростатическое давление столба жидкости определяется по значению выходного тока I датчика 10 давления.
ц
2
2
При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер, по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8) фиксирует время t измерения и гидростатическое давление столба жидкости P по значению выходного тока I датчика 10 давления. Затем, по известному алгоритму [1, 3], контроллер вычисляет массовый расход жидкой фазы.
Таким образом, процессы измерения расхода и по жидкости и по газу совмещены во времени.
Влагомер 21, установленный на трубопроводе 16, измеряет процентное или количественное содержание воды в продукции скважины. Отметим, что в контроллер 11 заложена программа [3], обеспечивающая вычисление массового расхода воды как наиболее представительной компоненты водонефтяной смеси. Наличие дополнительной информации, получаемой с помощью влагомера, как показывает практика, значительно повышает надежность измерения дебита продукции нефтяных скважин.
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 17 по команде с контроллера 11 переключается в положение «слив жидкости». Жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара сжатым газом, имеющимся в его верхней части, и через вход «а» и выход «в» крана 17 поступает в выкидную линию скважины. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор. Одновременно с измерением объемного расхода газа по алгоритму, данному в работах [1, 3], массовый расходомер 22 жидкости, преобразователь которого установлен на трубопроводе 16, измеряет массовый расход и плотность жидкой фазы, вытесняемой газом из мерного резервуара, то есть, процессы измерения расхода и по газу и по жидкости совмещены во времени.
Обратный клапан 18 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.
В качестве массовых могут быть выбраны, например, вибрационные массовые расходомеры (BMP), в которых используется эффект возникновения кориолисовых ускорений (эффект Кориолиса) при протекании измеряемой среды через вибрирующий отрезок трубы [10, 11]. Кориолисовые массовые расходомеры самых различных конструкций (с одной изогнутой измерительной трубой, с двумя параллельными изогнутыми измерительными трубками, прямотрубные и др.) получили широчайшее распространение в том числе и в нефтяной промышленности. В нашем случае их ценность обусловлена тем, что они с высокой точностью позволяют измерить массовый расход водонефтяной смеси и ее плотность. Тем самым получена возможность сравнения результатов измерений по двум параметрам: массовому расходу (гидростатический и кориолисовый методы) и плотности (по дифференциальному давлению в мерном резервуаре и по собственной частоте вибрирующей трубы кориолисового расходомера).
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара в величину дебита скважины контроллер 11 осуществляет по общеизвестным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр ЭВМ №№990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.
Таким образом, в процессе функционирования устройства в памяти контроллера по каждой подключенной на измерение скважине формируются три пары временных дискретных рядов, представляющих собой численные значения следующих параметров:
- массовый расход жидкой фазы, измеренный соответственно гидростатическим методом (наполнение измерительной калиброванной емкости жидкостью) и при опорожнении измерительной калиброванной емкости, с учетом ранее измеренного времени ее наполнения, массовым расходомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе сливания жидкой фазы;
- объемный расход газовой фазы, измеренный в процессе замещения объема измерительной калиброванной емкости, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом и, соответственно, расходомером-счетчиком газа, преобразователь которого установлен в трубопроводе отведения попутного газа;
- плотность жидкой фазы, измеренная с помощью датчика дифференциального давления и, соответственно, массомером в режиме измерения плотности в процессе опорожнения измерительной калиброванной емкости.
Математическая модель измерительного процесса, собственно это модель объекта (скважины), которая характеризуется рядом технологических параметров, контролируемых и измеряемых устройством для измерения дебита нефтяных скважин [1-6]. Задача состоит в том, чтобы найти критерий, по которому бы можно было скорректировать математическую модель так, чтобы она наиболее полно (точно) с наименьшей погрешностью идентифицировала объект (скважину). Иными словами, при определенных условиях, а именно, при наличии определенного критерия, устройство для измерения дебита нефтяных скважин будет работать в режиме самонастраивающегося алгоритма, в результате чего измеряемый (контролируемый) объект (скважина) наиболее полно идентифицируется через свои технологические параметры.
Для того чтобы можно было использовать полученные результаты в виде численных значений дискретных отсчетов в каждой паре (из 3-х пар) временных дискретных рядов для определения других (производных) показателей (параметров) скважины, они (результаты) должны быть проверены (с метрологической точки зрения) на равноточность (неравноточность), поскольку получены [8, 9] измерениями с применением различных методов (гидростатическим и приборным). В нашем случае контроллер выполнен с возможностью, по каждой подключенной на измерение скважине, попарного сравнения с одной стороны численных значений дискретных временных рядов, каждый из которых содержит не менее 10-ти отсчетов массового расхода, плотности жидкой фазы (водонефтяной смеси), расхода попутного нефтяного газа (параметры 1-ой группы), измеренных гидростатическим методом (наполнение и замещение объема измерительной калиброванной емкости, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом) и с другой стороны - соответствующих численных значений этих же параметров (параметры 2-ой группы), но измеренных массомером с функциями измерения массового расхода и плотности и расходомером - счетчиком газа, и определения с помощью статистических критериев [9] (например, F-критерия) равноточности (неравноточности) измеренных значений параметров 1-ой и 2-ой групп и их совместимости. Дополнительно к этому контроллер выполнен с возможностью обновления результатов измерения после очередного подключения каждой текущей скважины из группы скважин на измерение параметров соответственно 1-ой и 2-ой групп и сохраняя при этом постоянное число дискретных отсчетов по каждой паре однородных измеряемых и сравниваемых параметров. Число измерений (циклов измерений), равное 10-ти, взято из расчета представительности (статистической) временных дискретных рядов [9, 12].
Таким образом, по каждой подключенной на измерение скважине, контроллер запоминает результаты последних 10-ти измерений по каждой паре однородных параметров (расходу и плотности жидкой фазы, расходу газовой фазы), попарно их сравнивает и на основании статистического F-критерия [9] подтверждает или не подтверждает гипотезу о равноточности и совместимости измерений, причем, проверка на совместимость измерений проводится в независимости от исхода проверки на равноточность соответствующих временных дискретных рядов.
н
в
При подтверждении гипотезы совместимости численных последовательностей парных временных дискретных рядов встает вопрос выбора численных значений того или иного ряда для их использования как отчетного материала по каждой скважине а также, например, для расчета производных, условно говоря, косвенных показателей (параметров) скважины, таких как расход нефти Q, расход воды Q, масса  свободного (отсепарированного) газа, выделившегося в сепараторе из одной тонны пластовой нефти и других. Безотносительно к данному моменту, вопрос выбора оптимального варианта в теории систем измерения и контроля производства решен [13]. Наиболее полной, физически адекватной многим решаемым задачам контроля и управления, а также достаточно общей оценкой точности является средняя квадратичная погрешность оценки величины. Самой распространенной оценкой какого либо параметра, заданного непрерывной или, как в нашем случае, дискретной реализацией, в общем случае, случайного процесса, является оценка математического ожидания. В свою очередь оптимальной оценкой погрешности оценки математического ожидания по дискретному ряду точек реализации случайного процесса является средняя квадратичная погрешность (см. формулу 3-24 [13, стр.351]), для конкретной оценки которой необходимо знание корреляционной функции процесса. Собственно говоря, средняя квадратичная погрешность оценки математического ожидания каждого из парных временных дискретных рядов и может явиться тем критерием, по численной величине которого можно судить о предпочтительности того или иного ряда для дальнейшего его использования для целей уточнения математической модели объекта измерения (скважины), в том числе и для определения производных параметров, о чем говорилось выше. Однако, знание корреляционной функции процесса требует достаточно длительной реализации дискретного временного ряда (до ста отсчетов), что лишает нас возможности практически использовать эту оценку, поскольку теряется смысл измерений для целей их оперативного использования в уточнении модели объекта.
На наш взгляд, наиболее предпочтительным критерием, с точки зрения оперативности его использования и применения в устройстве, является коэффициент вариации конкретной численной последовательности (временного дискретного ряда), определяемый по формуле
10
где x - оценка математического ожидания параметра (конкретного дискретного временного ряда);
i
x - i-ый отсчет измеряемого параметра (i=1…10);
n - число дискретных отсчетов в ряду, равное 10.
н
в
Из каждой пары временных дискретных рядов предпочтение отдается рядам с наименьшими коэффициентами вариации. Именно эти временные дискретные ряды, их численные значения, должны в дальнейшем использоваться как для текущей отчетности по дебитам скважин, так и для определения производных показателей. Таким образом, контроллер, выполненный с возможностью выбора, запоминания и выдачи потребителю информации тех численных значений дискретных временных рядов параметров 1-ой и/или 2-ой групп, коэффициенты вариации υ которых при заданной погрешности измерения минимальны, и в дальнейшем использует их (численные значения) для расчета производных показателей продукции нефтяных скважин, в том числе таких как расход нефти Q, расход воды Q, масса  свободного (отсепарированного) газа, выделившегося в сепараторе из одной тонны пластовой нефти.
В последнее время, в связи с введением ГОСТ Р 8.615-2005, становится актуальным определение товарной нефти по результатам измерения (по каждой отдельной скважине) дебита сырой нефти.
При общепринятой однотрубной системе сбора вся нефтегазовая смесь после групповой замерной установки (ГЗУ) поступает на сепарационные установки технологических объектов: дожимные насосные станции (ДНС), комплексные сборные пункты (КСП), центральные товарные парки (ЦТП), установки подготовки нефти (УПН), в которых происходит практически полная сепарация газа, и нефть становится товарной. Без учета потерь нефти по всей технологической цепочке, материальный баланс для одной тонны массы пластовой нефти  в конце описанной технологической цепочки можно представить в виде:
где  - суммарная масса газа, выделившегося из одной тонны пластовой нефти на всех ступенях сепарации.
Так как формулы (2) и (3) материального баланса приведены к одинаковой массе (1 тн) пластовой нефти , то, решая их совместно, получим:
В полученном выражении для , измеряемые параметры  и  определяются в рабочих условиях (при давлении Р и температуре Т) замерной установки.
Величина  определяется из выражения:
Подставляя выражение (5) в уравнение (4), получим:
ф
г
ф
г
Полученное выражение для определения  по результатам измерения (или вычисления)  на скважине показывает, что чем больше газовый фактор нефти, тем больше разница между  и . Это выражение можно использовать для сведения баланса товарной нефти по измерениям на отдельной скважине поскольку оно позволяет по результатам измерения массового содержания нефти  в ГЗУ по каждой скважине определять вклад этой скважины в массу товарной нефти , измеренной на конечных узлах учета нефти (УУН), но для этого необходимо знать величины параметров Г и ρ (определяемые при исследованиях всех пластовых нефтей), а также измерять массу свободного газа , выделившегося в сепараторе. Численные значения параметров Г и ρ, входящих в формулу (6), определяются при исследованиях пластовых нефтей эксплуатируемых месторождений, а  и  измеряются на сертифицированной замерной установке. Естественно предположить (доказано и экспериментально), что сравнение результатов измерения объемов и массы товарной нефти какой-либо конкретной скважины, прошедшей через коммерческий узел учета и подаваемой в систему нефтепроводов и сертифицированной измерительной установкой позволяет выявить дебаланс. Причин дебаланса много: наличие в сырой нефти неучтенных мехпримесей, технологические потери нефти при сборе, транспортировании и подготовке, класс точности измерительных средств коммерческих узлов учета и оперативных (измерительных установок).
При оценке влияния каждого из параметров, входящих в формулу (6), на погрешность определения  нами теоретически и экспериментально доказано, что погрешность определения массы товарной нефти приблизительно равна относительной погрешности измерения нефти на ГЗУ. В реальной промысловой практике нефть, как правило, бывает обводненной, поэтому в зависимости от схемы измерений и приборного оснащения ГЗУ в формуле (6) вместо  может быть применено любое из общеизвестных выражений [6]:
н
где: М - массовое содержание нефти в смеси;
см
см
М, V - измеренные в ГЗУ соответственно масса и объем смеси;
см
в
н
ρ, ρ, ρ - соответственно плотности смеси, воды и нефти;
W - коэффициент обводненности смеси.
Анализ приведенных формул (7…10) и описание их применимости в различных вариантах приборного оснащения [4] показывают, что все четыре варианта можно свести к двум:
см
н
в
1. Обводненность смеси W определяется через измеренные и задаваемые плотности смеси (ρ), нефти (ρ) и воды (ρ);
2. Обводненность смеси W измеряется специальными приборами.
Поэтому в дальнейшем можно использовать только формулы (9) и (10).
н
Подставляя в (6) массу содержания нефти М в смеси, определяемую по формуле (9), получим:
см
где: М - масса водонефтяной смеси, измеренной массомерными приборами в замерной установке, тн;
см
3
ρ - плотность водонефтяной смеси, измеренная в замерной установке (при Р и Т в установке), тн/м;
в
3
ρ - плотность воды (при Р и Т в установке) каждой скважины, тн/м;
W - объемный коэффициент обводненности смеси, измеряемый влагомером в составе замерной установки.
Решая совместно (6) и (10) с учетом общеизвестного равенства
получим выражение для  по измерениям объемно-массовой ГЗУ:
Формула (12) может быть использована для определения массы товарной нефти по результатам измерений на скважине и рекомендована для корректировки алгоритмов вычислителей ныне выпускаемых одиночных и групповых замерных установок, внесенных в Реестр СИ, а также в качестве материала для разработки новых нормативных документов в развитие ГОСТ Р 8.615-2005.
Положительным моментом данного технического решения адаптивного устройства для измерения дебита нефтяных скважин является также тот факт, что контроллер выполнен с возможностью установления трехходового крана в такое положение, при котором могут быть реализованы режимы поддержания постоянного уровня жидкости в мерном резервуаре и непрерывного измерения параметров 2-ой группы (расхода и плотности жидкости и расхода газа) соответственно массовым расходомером с функциями измерения массового расхода и плотности жидкой фазы и расходомером-счетчиком газа. Это несомненно расширяет функциональные возможности предлагаемого технического решения.
Таким образом, применение указанного конструктивного решения позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:
1. увеличение (искусственное) в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет использования процессов как наполнения, так и опорожнения измерительной калиброванной емкости, причем, каждое из измеренных численных значений дебитов по жидкости имеет одну и ту же размерность (кг/час или т/сутки);
2. повышение надежности измерения за счет его дублирования;
3. возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов измерений по трем параметрам объекта измерения (нефтяной скважины):
- по численным значениям массовых расходов жидкости (водонефтяной смеси), полученных с использованием гидростатического метода и непосредственно массового расходомера жидкости в режиме измерения массового расхода жидкости;
- по численным значениям объемных расходов газовой фазы, полученных методом замещения известного объема мерного резервуара, занимаемого жидкостью, отсепарированным газом и газовым расходомером-счетчиком;
- по численным значениям плотности водонефтяной смеси, измеренной с помощью датчика дифференциального давления с использованием зависимости, данной в работе [4, стр.17], и непосредственно массовым расходомером в режиме измерения плотности, что привело к созданию адаптивного (самонастраивающегося) алгоритма в структуре предложенного конструктивного решения устройства, что, в свою очередь, позволяет в реальном масштабе времени корректировать математическую модель измерительного процесса так, чтобы она наиболее полно (точно) с наименьшей погрешностью идентифицировала объект (скважину).
4. Введение в устройство режимов поддержания постоянного уровня жидкости в мерном резервуаре и непрерывного измерения параметров 2-ой группы (расхода и плотности жидкости и расхода газа) соответственно массовым расходомером с функциями измерения массового расхода и плотности жидкой фазы и расходомером-счетчиком газа.
Все это вместе взятое позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин, позволяющее с высокой степенью точности идентифицировать математическую модель измерительного процесса объекта (скважины), что позволяет нам его (устройство) отнести к классу адаптивных устройств [14].
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ:
1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).
2. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4. - с.7-18.
3. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9. - с.8-11.
4. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, №1-2, с.16-18.
5. РФ, описание полезной модели по патенту №36858, МПК Е21В 47/10, приоритет 20.11.2003.
6. РФ, описание полезной модели по патенту №61344, МПК Е21В 47/10, приоритет 01.19.2006.
7. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).
8. Сергеев А.Г., Латышев М.В., Терегеря В.В. Метрология, стандартизация, сертификация: Учеб. Пособие. - Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: Логос, 2005. - 560 с, (стр.84, 85).
9. Алексеев Р.И., Коровин Ю.И. Руководство по вычислению и обработке результатов количественного анализа. М., Атомиздат, 1972, 72 с. (стр.49-56).
10. Измерения, контроль, автоматизация, 1980, №7-8, (стр.27-32).
11. Материалы IV Общероссийской научно-практической конференции по расходометрии. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - 192 с. (стр.141-149).
12. РФ, описание изобретения по патенту №2224886, МПК Е21В 47/10, приоритет 13.02.2002.
13. Ицкович Э.Л. Контроль производства с помощью вычислительных машин. М., «Энергия», 1975, 416 с., (стр.16, 17, 350, 351).
14. Ольховский Ю.Б., Новоселов О.Н., Мановцев А.П. Сжатие данных при телеизмерениях. «Советское радио», 1971, 304 с., (стр.241-243).