Дадаян Ю.А., Храбров И.Ю. Методы и средства измерения дебита нефтяных скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА Кафедра информационно-измерительных систем

Ю. А. Дадаян, И. Ю. Храбров

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Учебное пособие

Москва 2015

УДК 681.2.08:622.276.34(075)

Рецензент: А. С. Моисеенко, профессор РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Дадаян Ю. А., Храбров И. Ю. Методы и средства измерения дебита нефтяных скважин: Учебное пособие. − М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015. − 51 с. В учебном пособии приведены современные методы учета нефти при добыче, автоматизированные установки учета, алгоритмы измерения объема добываемой газожидкостной смеси и массы нетто нефти. Рассмотрены перспективные направления развития методов измерения дебита скважин. Методическое пособие предназначено для студентов по направлению подготовки «Приборостроение».

 Дадаян Ю. А., Храбров И. Ю., 2015  РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015

Введение Под дебитом скважины понимается количество нефти, добытой из скважины за сутки; измеряется в тоннах. Нефтегазовый поток, идущий из промысловых скважин, представляет собой сложную смесь нефти, попутных газов , пластовой воды, а также твердых частиц углеводородов в виде парафина, церезита и др. В связи с этим, различают дебиты скважин: по жидкости (общий дебит), по нефти (очищенной от воды, газа и других примесей) и по попутному газу. Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения газожидкостных потоков. Соотношение компонентов в измеряемой среде варьируется в широких пределах в зависимости от горно- геологических условий, технологии нефтедобычи, срока и времени эксплуатации скважины и других факторов. Содержание воды в жидкой фазе (обводненность) может колебаться от нуля до значений, близких к 100 %. В диапазоне обводненности 50–60 % смесь жидких компонентов образуют эмульсию типа «вода в нефти» − довольно однородную мелкодисперсную среду с включениями воды в виде глобул с наиболее вероятными размерами 6–10 мкм. При обводненности порядка 55–75 % происходит процесс инверсии – расслоения жидких компонентов с образованием эмульсии типа «нефть в воде», имеющей нефтяные включения разной формы и размеров. По мере подъема газонефтяной смеси к устью скважины и продвижение по трубопроводу из нее выделяется попутный газ, количество которого зависит от газового фактора (количества га3

за в нефти при пластовом давлении), давления, температуры среды и обводненности эмульсии. При этом возникают различные режимы течения газожидкостной смеси − пузырьковый, снарядный, кольцевой и т.п. Как правило, не существует четких границ перехода от однородной структуры течения смеси к другой (рис. 1). Возможно чередование структур потока, периодичность которого зависит от производительности скважины, газового фактора и обводненности продукции. Возможен случай, когда в течение определенного времени (от долей до десятков минут) будет проходить в основном свободный газ, а жидкость будет течь частично в виде пленки по стенке трубопровода, частично двигаться вместе с газом. Потоки нефтегазовой смеси из скважины постоянно меняют свои структуры, изменяются случайным образом также их свойства, флуктуация во времени в широких пределах. Например, плотность смеси может меняться от плотности газа до плотности воды, в широких пределах изменяется вязкость, скорость перемещения и т. д. Таким образом, имеется целый ряд факторов и особенностей, которые определяют выбор методов и средств измерения дебита скважин. Рассмотрим некоторые из них. Дебит скважин по жидкости на различных месторождениях колеблется от одного до тысяч и более кубометров в сутки. Даже на одной и той же групповой установке диапазон дебитов скважин может быть от 1 до 500. Охватить указанный диапазон дебитов одним измерителем очень трудно, поэтому приходится применять иные методы, которые позволяют создавать более узкий диапазон расхода жидкости через прибор, чтобы обеспечить приемлемую точность измерений. 4

б)

а)

в) Рис. 1. Режимы течения газожидкостных смесей в вертикальном трубопроводе: а – пузырьковый; б – снарядный; в – дисперсно-кольцевой

Диапазон содержания воды в жидкости (обводненности) составляет 0–100 %. Измерение обводненности в таком диапазоне также связано с большими трудностями. Обычно в диапазоне до 50–60 % образуется эмульсия «вода в нефти», обводненность которой можно измерить с достаточной точностью (погрешность не более 2,5 %) как с помощью автоматических влагомеров, так и лабораторными методами. При обводненности свыше 60 % начинается расслоение жидкости на нефть и воду, может образоваться эмульсия типа «нефть в воде» или простая смесь воды и эмульсии. Измерить обводнённость таких смесей с высокой точностью не удастся и приходится мириться с погрешностями до 4 % и более. Измерение обводненности лабораторными методами также не дает высокой точности, поскольку трудно отобрать представительную пробу жидкости в этих условиях. Для повышения точности измерения обводненности жидкости свыше 60 % приходится применять такие технологии, которые позволяют разделить жидкость на воду и эмульсию, чтобы измерить отдельно объем воды, объем и обводненность эмульсии. 5

Продукция ряда скважин, поступающая на общую групповую установку имеет неоднородный состав. По мере движения по скважине, при прохождении через штуцер (если он имеется), движении по коллектору и поступлении в сепаратор продукция скважин претерпевает большие изменения: вследствие снижения давления из нефти выделяется газ, тем больше, чем ниже становится давление, снижается температура и начинает выпадать парафин, происходит образование эмульсии нефти с водой. Интенсивность этих процессов тем выше, чем больше дебит скважины, газовый фактор, содержание воды в жидкости и расстояние от скважины. Таким образом, продукция скважин перед поступлением в сепаратор групповой установки превращается в многокомпонентную двух- или трехфазную смесь, содержащую твердую фазу (парафин, механические примеси), жидкую фазу и газ. Неоднородность продукции порождает сложные проблемы при измерении дебита скважин и влияет на выбор методов и средств измерений, снижает их точность. В большинстве случаев продукцию разделяют на жидкость и газ, чтобы отдельно измерить количество каждой фазы, а иногда и жидкость разделяют на воду и нефть. Как было сказано выше, по мере движения продукции скважины к групповой установке и снижения давления из нефти выделяется все больше и больше газа, изменяется соотношение фаз, увеличивается газосодержание смеси. Появляется движение фаз относительно друг друга, возможны скопления газа в местах возвышений или скопления жидкости в низких местах и прорыва газа или жидкости. При подходе к групповой установке поток продукции скважины становится нестабильным и расходы жидкости и газа − случайными функциями от времени Qж(t) и Qг(t). Каждое измерение дебита скважин является реализацией этих функций. 6

На выбор методов и точность измерений объема и массы сырой нефти большое влияние оказывают ее физические свойства. Физические свойства измеряемой жидкости также меняются в широких пределах. Основным физическим свойством жидкости, оказывающим влияние на точность измерения ее количества счетчиками, является вязкость. Вязкость нефтяных эмульсий зависит от обводненности нефти и степени дисперсности эмульсии. С увеличением содержания воды эффективная вязкость эмульсии повышается и при 60–70 % обводненности в десятки раз превышает вязкость исходной нефти. Вязкость жидкости существенно влияет на показания большинства средств измерений, особенно турбинных счетчиков. При высоких значениях вязкости необходимо выбирать такие методы и средства измерения, которые позволяют исключить или уменьшить влияние вязкости на точность результатов измерений, например, массовые методы измерения. Одним из существенных факторов, определяющих точность измерения количества нефти любыми счетчиками, особенно объемного типа, является качество сепарации. Неполная сепарация нефти и газа − как унос нефти потоком газа, так и унос свободного (окклюдированного) газа потоком нефти − вносит существенную систематическую методическую погрешность в измерение количества жидкости.

7

1. ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Обычно большинство схем измерения расхода нефтегазовой смеси основано на предварительной сепарации жидкой и газовой фаз, т.е. продукцию скважины разделяют на жидкость и газ, а затем осуществляется раздельное измерение их расходов. Обобщенная схема технологических объектов нефтедобывающих предприятий представлена на рисунке 2.

Рис. 2. Схема основных технологических объектов нефтяного промысла: 1 – газлифтные скважины (ГЛС); 2 – скважины, оборудованные ШГН; 3 – скважины, оборудованные ЭЦН; 4 – фонтанные скважины (ФС); 5 – нагнетательные скважины (НС)

Поднятая на поверхность различными способами (фонтанным, насосным, газлифтным) сырая нефть от скважин по скважинным коллекторам направляется на групповую замерную установку (ГЗУ), к которой скважины поочередно подключаются для определения их дебита по жидкой и газовой фазам. После замера нефть попадает в промысловый коллектор. Чтобы её «протолкнуть» до центрального пункта сбора (ЦПС) или установки подготовки нефти (УПН), используют дожимные насосные станции (ДНС). Здесь из нефти частично отделяют газ и 8

воду (в сепараторах и отстойниках), а затем с помощью насосов транспортируют до ЦПС или УПН. Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ) могут включать отстойники и технологические резервуары, где нефть отстаивается, и из нее частично выделяются вода и газ. Частично обезвоженная нефть попадает на УПН, в составе которой есть сепарационные установки (СУ), предназначенные для дегазации нефти, а также установки обезвоживания и обессоливания (УОО), стабилизации (УС) для выделения из нефти легких углеводородных фракций. Легкие фракции имеют достаточно низкую температуру кипения и могут быть потеряны в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам. Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк (резервуары), откуда её насосами через узлы коммерческого учёта готовой продукции (УУ) подают в магистральный нефтепровод. Пластовая вода, выделенная из нефтяной эмульсии на установках предварительного сброса вод и подготовки нефти, поступает на установку очистки пластовых вод (УОПВ), после чего её снова закачивают в пласт через водораспределительные блоки (ВРБ) и нагнетательные скважины с помощью кустовой насосной станции (КНС) для улучшения притока нефти к забоям эксплуатационных скважин. Газ, выделенный на технологических аппаратах УПСВ и УПН, направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Часть этого газа подаётся компрессорной станцией (КС) на газораспределительную установку (ГРУ), а затем – в затрубное пространство нефтяных скважин, эксплуатируемых газлифтным методом. В настоящее время для создания надежной системы измерения расходных параметров скважинного потока все системы сбо9

ра нефти и газа реализуются по однотрубной высоконапорной герметичной групповой схеме сбора (ГЗУ «Спутник»). На этих установках размещается замерное автоматическое устройство, поочередно подключаемое к одной из скважин куста. На рисунке 3 приведена обобщенная структурная схема групповой измерительной установки. Сепаратор предназначен для разделения продукции на жидкость и газ и измерения каждого из них в отдельности. Необходимое давление и уровень жидкости в сепараторе поддерживаются регуляторами.

Рис. 3. Структурная схема групповой измерительной установки: УПС – узел переключения скважин; П – привод УПС; С – сепаратор; ВУ – датчик верхнего уровня; НУ – датчик нижнего уровня; РД – регулятор давления (перепада давлений); Р – датчик давления; Т – датчик температуры; СЖ – счетчик жидкости (объемный или массовый); W – влагомер; УИСГ – устройство для измерения объема свободною газа; КЗ – клапан запорный (регулятор расход); ВК – выходной коллектор; CГ – счетчик газа; ГЗ – газовая линия; УОН – устройство обработки информации 10

К средствам измерений объема или массы жидкости относят счетчик жидкости СЖ (турбинный, объемный, массовый и др.), влагомер W, устройство для измерения объема свободного газа в жидкости УИСГ, датчики давления и температуры. В качестве средства измерения объема (массы) можно использовать калиброванную емкость или калиброванную часть сепаратора. Клапан запорный КЗ предназначен для открытия и закрытия нефтяной линии при циклическом измерении дебита. Устройства обработки информации УОИ содержит вторичные приборы средств измерений, блоки питания, процессор для обработки информации, устройство регистрации и передачи результатов измерений в систему телемеханики. Дебит скважин измеряется следующим образом. После сепарации продукции скважины жидкость из сепаратора тем или иным способом, в зависимости от принятой схемы измерения, пропускается через счетчик СЖ, влагомер W, клапан КЗ и поступает в выходной коллектор ВК. Расход жидкости через счетчик контролируется с помощью регулятора перепада давлении РД. Объем газа измеряется счетчиком СГ. Все результаты измерений – объем (масса) жидкости, объем газа, давление, температура, содержание воды, время измерении и другие параметры − поступают в виде стандартных сигналов на вход УОИ. Объем свободного газа измеряется и вводиться в УОИ вручную. Также вручную вводятся в УОИ постоянные величины – коэффициенты объемного расширения, сжимаемости жидкости – и величины, определенные в лаборатории и принятые постоянными на определенный период – объем свободного и растворенного газа, плотность нефти и воды, плотность газа и др. Процессор УОИ обрабатывает поступившие сигналы по принятым алгоритмам, формирует и выдает сигналы в устройства регистрации и переда11

чи в систему телемеханики данных: номер скважины, даты, дебит по жидкости, нефти, газу (газовый фактор) и содержании воды. Кроме того, УОИ выполняет следующие функции: • управление переключением действующих скважин на измерение по установленной программе с выбором времени коррекции и длительности измерения; • управление запорным клапаном на выходе сепаратора; • аннулирование результатов предыдущего измерения и начало нового при исчезновении и появлении напряжения питания; • передача сигналов (вверх) о состоянии скважин (отсутствие подачи и т.д.).

12

2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН 2.1. Объемные методы измерения дебита скважин Как было отмечено, для измерения дебита скважин производят предварительную сепарацию их продукции и измеряют количество жидкости и содержание воды в ней. Для измерения количества жидкости применяются динамические методы двух групп − объемные и массовые. При объемных методах измеряют объем жидкости за определенный период и вычисляют её дебит (м3/сут) по формуле:

Qж=

V

⋅ 24,

T

(1)

где V – измеренный объем, м3; T – время измерения, ч. При использовании массовых методов измеряют массу жидкости и определяют дебит (т/сут) скважины: M

Qжм =

T

⋅ 24,

(2)

где М – измеренная масса, т. Объем жидкости измеряется двумя способами: • в калиброванных емкостях; • с помощью счетчиков – турбинных (установка «СпутникА(Б)»), объемных и др. 2.1.1. Измерение объема жидкости в емкостях (сепараторе) Объем жидкости измеряют в специальных калиброванных емкостях (рис. 4). Сепаратор оснащен датчиком верхнего ВУ и нижнего НУ уровней жидкости, объем между которыми определен с помощью 13

Рис. 4. Схема измерения объема жидкости в калиброванной емкости: 1 и 2 – датчики верхнего (ВУ) и нижнего (НУ) уровней; 3 – клапан

рабочих эталонов и постоянен. Продукция скважины поступает непрерывно, измерение объема жидкости происходит циклически. Каждый цикл включает наполнение сепаратора (налив) и опорожнение (слив). Налив происходит при закрытом выходе жидкости из сепаратора и открытой газовой линии. Газ при этом вытесняется из сепаратора в общий выходной трубопровод (коллектор). По сигналу датчика НУ начинается отсчет времени налива, и по сигналу ВУ прекращается. По этому же сигналу ВУ закрывается газовая линия и начинается слив жидкости путем выдавливания ее газом или откачки насосом из сепаратора в выходной коллектор. По сигналу НУ заканчивается слив жидкости, открывается газовая линия и снова начинается налив. Поочередный слив-налив жидкости и открытие-закрытие газовой линии осуществляется с помощью клапанов, установленных на этих линиях и управляемых сигналами ВУ и НУ, или одного трехходового клапана. За каждый цикл измеряется постоянный объем жидкости V0. Обычно дебит (м3/сут) измеряют только во время заполнения и определяют по формуле: 14

= Qж

V0 ⋅ n

∑

n i =1 tнi

⋅ 24

(3)

где n – число циклов измерений; tнi – время заполнения емкости в i-м цикле, ч. Преимуществами измерения объема в емкостях являются вполне удовлетворительная точность измерения и большой диапазон измеряемых дебитов, ограничения при малых дебитах практически отсутствуют. Недостатком способа является влияние свободного газа и отложений парафина на результаты измерений. Поэтому при использовании данного способа измерения необходимо исключать наличие свободного газа, а если это невозможно – измерять объем свободного газа и вводить поправку в замеренный объем жидкости. 2.1.2. Измерение дебита скважин счетчиками Измерение объема жидкости счетчиками одного или даже двух–трех типоразмеров, имеющими обычно узкий диапазон измерений по расходу из-за большого диапазона дебитов по жидкости и пульсирующего характера потока измерение дебита скважин, невозможно. Поэтому необходимо применять такие схемы измерения, которые обеспечивают узкий диапазон расхода жидкости, не превышающий диапазон измерения счетчика, и сглаживание пульсаций потока жидкости. Это достигается применением циклического метода измерения, при котором жидкость накапливается в сепараторе и затем пропускается через счетчик. Каждый цикл измерения состоит из накопления жидкости и слива ее через счетчик. Время накопления жидкости:

tп =

V0 Qж

15

,

(4)

где V0 – объем накопленной жидкости; Qж – дебит скважины по жидкости. Время слива жидкости:

tс =

V0

Qс − Qж

,

(5)

где Qс – расход жидкости через счетчик. Объем жидкости, сливаемой через счетчик, зависит от соотношения Qс и Qж :

V = Qc ⋅ tс =

V0 . Qc 1− Qж

(6)

Схема измерения дебита счетчиками состоит из сепаратора, устройств для регулирования уровня, давления в сепараторе и расхода жидкости. Известны две схемы измерения. Одна из них, используемая в измерительных установках типа «Спутник-А(Б)» (рис. 5), отличается тем, что имеет запорный клапан (так назы-

Рис. 5. Схема измерения дебита установками типа «Спутник-А (Б)»: 1 − сепаратор; 2 − регулятор уровня; 3 − заслонка; 4 − тяга; 5 − счетчик; 6 − запорный клапан; 7 − счетчик газа 16

ваемый «регулятор расхода») 6 на нефтяной линии и управляемую заслонку на газовой линии 3, жестко связанную с поплавковым регулятором уровня жидкости 2 в сепараторе 1. При повышении уровня жидкости в сепараторе заслонка на газовой линии закрывается, поднимается давление и при заданной разности давлений между сепаратором и общим коллектором (0,08−0,12 МПа) открывается запорный клапан на нефтяной линии, начинается выдавливание жидкости через счетчик. Разность давлений подобрана таким образом, чтобы расход жидкости через счетчик 5 находился в его диапазоне измерений. При снижении уровня в сепараторе заслонка открывается, давление в нем падает, и при заданном нижнем значении разности давлений (0,02− 0,03 МПа) запорный клапан 6 закрывается и снова начинается наполнение сепаратора. Другая разновидность схемы измерения (так называемая «канадская») отличается тем, что на газовой линии устанавливается регулятор перепада давления, поддерживающий постоянную разность давлений между сепаратором и общим коллектором, а запорный клапан на нефтяной линии управляется сигналами датчика уровня жидкости в сепараторе: по сигналу «ВУ» клапан открывается, по сигналу «НУ» − закрывается (рис. 6). Описанные схемы измерения дебита обеспечивают необходимый расход жидкости через счетчик в оптимальном диапазоне независимо от дебита скважин. Чтобы обеспечить узкий диапазон измерения счетчика по расходу жидкости в широком диапазоне дебитов, сепаратор измерительной установки должен иметь большой объем газового пространства, в десятки раз превышающий объем накапливаемой за один цикл жидкости.

17

Рис. 6. Схема измерения дебита с регулятором перепада давления на газовой линии: 1 – сепаратор; 2 – датчик уровня; 3 – счетчик жидкости; 4 – запорный клапан; 5 – регулятор перепада давлений; 6 – счетчик газа

Можно рекомендовать:

m =

Vг

= 10 ÷ 30.

V0

(7)

Измерение объемов жидкостей в сепараторах имеют существенный недостаток, связанный с необходимостью измерения нескольких параметров для последующего вычисления массового количества нефти. 2.2. Массовые методы измерения дебита скважин Имеется несколько вариантов массовых методов измерения дебита скважин: • прямое взвешивание порций жидкости в специальных емкостях или непосредственно в сепараторе с помощью весов или датчиков силы (веса); • измерение массы жидкости в емкостях или сепараторе косвенным гидростатическим методом путем измерения разности давлений столба жидкости до и после наполнения; 18

• измерение массы жидкости с помощью поточных массовых расходомеров, называемых в России массомерами. По первым двум вариантам измерение производится циклически; каждый цикл состоит из наполнения емкости и слива (выдавливания, откачки). Измерение производится в динамике, т.е. в процессе наполнения емкости (сепаратора). Начало и конец измерения задаются или минимальной (нулевой) и максимальной уставками массы жидкости (в установках типа АСМА), или сигналами датчиков нижнего уровня НУ и верхнего уровня ВУ (в установках типа «Спутник-М», «Спутник-ГМ» и др.). Дебит (т/сут) за период наполнения:

= Qi

Mi ⋅ 24, tнi

(8)

где M i – масса, измеренная за 𝑖 – й цикл, т; tнi – время наполне-

ния емкости за i-й цикл, ч. Дебит (т/сут) скважины по жидкости определяют по формуле:

Qжм =

∑in=1 Qi n

(9)

или Qжм =

∑in=1 Qi

∑in=1 tнi

.

(10)

2.2.1. Измерение массы жидкости в емкостях (сепараторе) (рис. 7) Для определения дебита измерительная емкость оснащается датчиками уровней ВУ и НУ. Кроме того, при калибровке (поверке) емкости определяется объем К0, занимаемый жидкостью между ВУ и НУ. Когда масса жидкости измеряется в сепараторе, продукция скважины поступает в него непрерывно, цикл измере19

ния начинается с наполнения при закрытом клапане 4. При достижении нижней уставки массы или по сигналу НУ измеряется и фиксируется масса сепаратора с жидкостью и газом Mну. После достижения значения верхней уставки массы или по сигналу датчика уровня ВУ измеряется и фиксируется масса сепаратора МВУ, открывается клапан 4 и происходит слив жидкости. По сигналу НУ клапан 4 закрывается и снова начинается наполнение.

Рис. 7. Схема измерения массы жидкости с помощью датчика веса: 1 – датчик веса; 2, 3 – датчики соответственно верхнего (ВУ) и нижнего (НУ) уровня; 4 – клапан

В общем случае при наличии свободного газа в жидкости её массу за один цикл можно определить из соотношения: = M M ву − M= M ж + Vг ⋅ ρг − V0 ⋅ ρг , ну

(11)

где M – разность масс жидкости и газа, измеренная датчиком веса; M ж – масса жидкости; Vг − объем свободного газа в жидкости при рабочем давлении; ρг − плотность газа при рабочем давлении. Определяем массу жидкости: M ж= M + (V0 − Vг ) ⋅ ρг . 20

(12)

Если свободный газ отсутствует, то: M ж= M + V0 ⋅ ρг .

(13)

Таким образом, в значение массы M , измеренное с помощью датчика массы или весов, необходимо ввести поправку, равную (V0 − Vг ) ⋅ ρг или V0ρг . Расчеты показывают, что значение этой поправки при давлении сепарации до 4,0 МПа составляет до 4−6 %. Если известно V0 можно определить и плотность жидкости: Mж

Mж

. (14)  Vсго  V0 −  1 −   100  Плотность жидкости может быть использована для определения содержания в ней воды косвенным методом. = ρж

=

V0 − Vcг

2.2.2. Измерение массы жидкости косвенным методом с помощью датчика разности давлений Для измерения массы жидкости косвенным методом емкость также оснащают датчиками уровней ВУ и НУ, разности давлений и при калибровке определяют 𝑉0 и разность уровней между ВУ и

НУ − Н или Н, а также площадь внутреннего поперечного сечения S (рис. 8). Цикл измерения также состоит из «налива» и «слива». «Налив» начинается при закрытом клапане 4. По сигналу датчика уровня НУ фиксируются разность давлений, давление и температура, и начинается измерение времени. По сигналу ВУ фиксируются те же параметры и прекращается отсчет времени. Можно написать соотношение: ∆ρ = ∆ρву − ∆ρну = ( Н − Н ст ) ⋅ ρж ⋅ g + H ст ⋅ ρг ⋅ g − H ⋅ ρг ⋅ g , (15) где Н ст =

Vг S

– высота столба свободного газа в жидкости; ∆ρ – из-

меренная разность давлений; g – ускорение свободного падения. 21

Рис. 8. Схема измерения массы жидкости косвенным методом: 1 − датчик разности давлений; 2, 3 − датчики соответственно верхнего (ВУ) и нижнего (НУ) уровня; 4 − запорный клапан

Учитывая, что разность давлений, создаваемая столбом жидкости, ∆ρ= ( Н − Н ст ) ⋅ ρж ⋅ g , получаем: ж ∆ρж = ∆ρ + ( Н + Н ст ) ⋅ ρг ⋅ g .

(16)

Определим массу жидкости: M ж=

∆ρж ⋅ S g

 ∆ρ  = S ⋅  ж + ( Н − Н ст ) ⋅ ρг   g 

(17)

или

 ∆ρж  (18) = Mж ⋅ + (Н − Н ) ⋅ ρ . ст г H  g  Эти формулы можно преобразовать следующим образом: V

0

= Mж = Mж

∆ρ ⋅ S g

 Vсг  + V0 ⋅  1 −  ⋅ ρг , 100  

 V  + V0 ⋅  1 − сг  ⋅ ρг , g⋅H  100 

∆ρ ⋅ V

0

(19) (20)

где Vсг – относительное объемное содержание свободного газа в жидкости, %. 22

2.2.3. Измерение массы жидкости с помощью массовых расходомеров (массомеров) В последнее время получили широкое распространение массовые кориолисовые расходомеры (массомеры). Кроме измерения расхода, они нашли применение для определения доли воды в добываемой нефти. Одной из характерных черт кориолисовых расходомеров является отрицательное влияние на качество измерения наличия свободного газа в измеряемом потоке. Кориолисовый массовый расходомер перестает действовать, когда в жидкости содержится более 5 % газа, так как газ демпфирует колебания трубки. Массовые методы измерения обеспечивают высокую точность определения дебита скважин по жидкости в единицах массы. Однако, как было сказано ранее, для решения многих задач (разработки проектов и контроля за месторождением, расчета сепарации, гидравлических потерь в трубопроводах, проектирования режимов работы установок подготовки нефти и т. д.) необходима информация об объемных расходах жидкости. Поэтому дебит скважин по жидкости целесообразно определять в объемных единицах. Если масса жидкости измеряется в емкостях, то необходимо емкость оснащать также датчиками уровня, одновременно измеряя объем жидкости. Если масса жидкости измеряется массомером, то объем её определяется по формуле:

V=

M ρ

ж

.

(21)

ж

Если в жидкости содержится свободный газ, плотность жидкости, измеренная массомером, должна быть скорректирована с учетом объема свободного газа: 23

M

ρж =

1−

ж

,

V

(22)

сг

100

где р – измеренное значение плотности. Зная плотность жидкости, можно косвенным путем определить содержание воды в ней и массу нефти. Метод основан на зависимости плотности жидкости от содержания в ней воды при постоянных значениях плотности компонентов − нефти и воды: ρж= (1 − W0 ) ⋅ ρн + W0 ⋅ ρв . (23) Содержание воды можно вычислять в объемных долях:

W0 =

ρ −ρ ж

ρ −ρ в

н

(24)

н

или в массовых долях:

W0 =

ρ −ρ ж

ρ −ρ в

н

н

⋅

ρ ρ

в

.

(25)

н

Данный метод измерения W0 применим для определения количества жидкости и позволяет: одновременно измерять массу и объем или массу и плотность жидкости; массу и объем в емкостях (сепараторах), массу и плотность с помощью кориолисовых массомеров в потоке. Для получения хороших результатов косвенным методом необходимо соблюдение следующих условий: • плотность чистой нефти и воды должна быть определена в рабочих условиях, т. е. с содержанием растворенного газа, а также при температуре и давлении в условиях эксплуатации; • плотность чистой нефти и воды должна быть постоянной во времени; • в потоке жидкости не должно быть свободного газа или его содержание должно быть ограничено, так как этот объем влияет 24

на результаты определения плотности жидкости, чистой нефти и содержания воды в жидкости. Так, содержание свободного газа в количестве всего 0,5 % по объему изменяет результат измерения содержание воды на 4 %. Плотность чистой нефти и воды определяют заранее и принимают постоянной на определенный период. В сравнении с другими общепринятыми методами, это позволяет измерять содержание воды во всем диапазоне (0-100 %) вне зависимости от состава и структуры эмульсии, и особенно эффективен в условиях, когда в продукции содержится большое количество воды. Измерительные установки для измерения дебита скважин могут быть и индивидуальными. Они применяются для измерения дебита отдельных скважин (удаленных, высокодебитных и др.) или для коммерческого учета продукции скважин, принадлежащих юридическим или физическим лицам. В индивидуальных установках дебит скважины может измеряться непрерывно, поэтому они иногда используются и для коммерческого учета нефти, а в групповых установках измерения дебита скважин производиться периодически путем внеочередного подключения их к средствам измерений с помощью узла переключения скважин.

25

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА И МАССЫ ЖИДКОСТИ В ГАЗОЖИДКОСТНОМ ПОТОКЕ 3.1. Измерение объема жидкости Рассматриваемый ниже метод позволяет без сепарации газожидкостного потока измерять объемное количество сырой нефти. Общий объем газожидкостной смеси (ГЖС) состоит из объема жидкости Vж и объема газа Vг . Объем жидкости (нефти) в ГЖС определяется следующим образом. Весь газожидкостной поток пропускается через сужающее устройство, что приводит к уменьшению первоначального давления потока. Изменение давления ГЖС влечет за собой и изменение ее общего объема за счет изменения объема свободного газа, так как жидкость (нефть) практически несжимаема. Чем больше в потоке ГЖС свободного газа, тем больше изменяется объем ГЖС при изменении давления. Объем ГЖС до и после сужающего устройства (с учетом постоянства объема жидкости) определяется как:

Vгжс1 = Vг1 + Vж

(26)

Vгжс2 = Vг2 + Vж ,

(27)

где Vг1 − объем свободного газа при давлении Р1 (до сужающего устройства); Vг2 − объем свободного газа при давлении P2 (после сужающего устройства). Если считать, что процесс трансформации потока изотермический, то можно записать:

Vг1 ⋅ Р1 = Vг2 ⋅ Р2 . Решая совместно уравнения (26), (27), (28), получим: 26

(28)

Vж =

Р ⋅V 1

гжс1

− Р ⋅V 2

гжс2

Р −Р 1

.

(29)

2

Таким образом, данный метод (рис. 9) предполагает использование: двух преобразователей объемных расходов для газожидкостных смесей 1, датчика давления 4, дифференциального датчика давления 5, термопреобразователя 3 и счетчика массового количества жидкости 7. В первом преобразователе расхода 1 производится измерение объема газожидкостной смеси при давлении p1. Далее газожидкостная смесь поступает во второй преобразователь расхода 1, в котором измеряется ее объем уже при давлении p2. При этом, p1 < p2. Падение давления на величину ∆p = p1 - p2 обеспечивается дросселем 6.

7 БИОИ

2

4 3

6 5

1

1

Рис. 9. Схема измерения объема жидкости: 1 – преобразователь расхода кольцевой РИНГ; 2 – блок измерений и обработки информации БИОИ; 3 – измеритель температуры; 4 – датчики давления; 5 – дифференциальный датчик давления; 6 – дроссель; 7 – индикатор

В качестве измерителей объемных расходов газожидкостных смесей используется лопастный счетчик (рис. 9, поз. 1), состоящий из вращающегося внутри камеры цилиндра (ротора) с лопастями, перемещающимися в радиальной прорези последнего. Ло27

пасти всегда принудительно выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю поверхность камеры. При этом они перекрывают часть камеры и, находясь под разностью давлений потока, входящего и выходящего из счетчика, перемещаются вместе с последним, вызываю одновременно вращение цилиндра. Вращающийся цилиндр размещен эксцентрично относительно измерительной камеры, и лопасти принудительно прижимаются к ее внутренней поверхности под воздействием пружин или механической связи противоположных лопастей, образующих две лопастные пары. Счетчик работает по принципу вытеснения (переноса) равных объемов жидкости из входа в выход корпуса. Это происходит следующим образом. Когда жидкость проходит через счетчик под воздействием потока на лопасти, цилиндрический ротор вращается и лопасти перемещаются в радиальных прорезях последнего, т.е. совершают возвратно-поступательное движение, постоянно контактируя с внутренней поверхностью цилиндрической камеры. Таким образом, при использовании одной лопасти образуется камера на той стороне лопасти, в которой определенный объем жидкости переходит из входа в выход счетчика. Протечки через зазоры сведены до минимума, но при этом имеется трение лопастей о цилиндрическую поверхность камеры, что приводит к износу трущихся поверхностей и увеличивает потерю давления. Рассмотрим подробно работу объемного счетчика (рис. 10). Газожидкостная смесь поступает в корпус 1 через входной патрубок 2. Под действием перепада давления, создаваемого потоком проходящей жидкости, в роторе 3 с шибером 4 возникает крутящий момент. Вследствие этого ротор с шибером поворачиваются вокруг оси ротора. Шибер одновременно совершает вра28

щение вокруг оси ротора и возвратно-поступательное движение по пазу ротора. При вращении шибера его кромки двигаются по профилю внутренней поверхности корпуса. В результате каждого оборота ротора шибер отсекает нормированный объем жидкости и вытесняет его в трубопровод через выходной патрубок 5. Преобразование числа оборотов ротора в электрические импульсы происходит с помощью магнитоуправляемого датчика импульсов (датчик Холла) 6.

Рис. 10. Схема устройства объемного счетчика с одной подвижной лопастью: 1 – корпус; 2 – входной патрубок; 3 – ротор; 4 – шибер (лопасть); 5 – выходной патрубок

На основе измеренных значений объемного количества газожидкостной смеси и давлений до и после дросселя (сужающего устройства) блоком измерения и обработки информации вычисляется объемное количество жидкости (нефти) по приведенной выше формуле (29). 3.2. Измерение массы Для измерения массы сырой нефти в составе газожидкостной смеси используется камерный счетчик опрокидывающегося типа, 29

состоящий из двух камер, опрокидывание которых происходит после заполнения одной определенным объемом или определенной массой жидкости в случае грузового уравновешивания (рис. 11).

Рис. 11. Принцип работы счетчика массового количества жидкости

Опрокидывающиеся счетчики удобны для измерения различных жидкостей при малых расходах в широком диапазоне. Преобразователь работает следующим образом. Газожидкостная смесь подается во входной коллектор, затем через сопло в измерительную камеру, состоящую из двух частей. Заполнение одной её части до величины (в единицах массы), приводящей к изменению устойчивого равновесия, обусловленного положением центра масс измерительной камеры, приводит к повороту измерительной камеры и сливу жидкости из камеры в корпус преобразователя. Одновременно в выходной коллектор вытесняется жидкость, находящаяся в нижней части корпуса преобразователя. Затем этот процесс повторяется в другой части камеры. Число поворотов измерительной камеры регистрируется датчиком Холла, находящегося под измерительной камерой, на которой закреплен магнит. В процессе работы измерительная камера со30

вершает колебательные движения. При прохождении магнита вблизи датчика Холла происходит изменение логического уровня на выходе последнего, что фиксируется микроконтроллером. Микроконтроллер по заложенному алгоритму вычисляет накопленную массу и формирует нормированный сигнал для передачи во внешние цепи. Избыток газа также вытесняется в выходной коллектор. Необходимым условием работы в закрытой системе сбора (под избыточным давлением) является наличие газа в корпусе преобразователя; в приведенной системе он выделяется из состава газожидкостной смеси в процессе работы счетчика.

31

4. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ Проблема измерения дебита скважин, в конечном итоге, сводится к определению массы нетто нефти. Для получения искомого результата необходима информация о следующих параметрах: • объеме добытой жидкости (сырой нефти); • содержании воды в жидкости; • давлении; • температуре жидкости; • плотности безводной нефти; • содержании солей в нефти; • содержании механических примесей в нефти. При наличии в жидкости растворенного и свободного газа, также определяют ряд его параметров. Некоторые из приведенных параметров измеряются непосредственно на узлах учета сырой нефти, другие – в лаборатории по отобранной объединенной пробе жидкости. На практике в большинстве случаев измеряют, как минимум, объем жидкости, температуру, давление и отбирают объединенную пробу жидкости (автоматически или вручную), по которой в лаборатории находят другие параметры – содержание воды и плотность нефти. Объем данного пособия не позволяет рассмотреть все измерительные средства. Остановимся на некоторых основных. 4.1. Турбинные счетчики Турбинные счетчики предназначены для измерения объема продукта (жидкости). Они имеют обычно вращающийся элемент, скорость движения которого пропорциональна объемному расхо32

ду, и подразделяются на турбинные, крыльчатые, шариковые и др. Измеряя скорость движения подвижного элемента, получаем расход, а измеряя общее число его оборотов (или ходов) – количество прошедшего вещества. Широкое применение для измерения нефтяных потоков нашли турбинные расходомеры. Основной их недостаток – изнашивание опор, и поэтому они не пригодны для жидкостей, содержащих механические примеси. Кроме того, с увеличением вязкости жидкости диапазон линейной характеристики уменьшается, что исключает их применение для очень вязких веществ. Чувствительным элементов турбинного счетчика является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Частота вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а число оборотов ее за определенный период – объему жидкости, прошедшей за это время. Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика» изготавливает счетчики «Норд–М», предназначенные для измерения количества нефти, нефтепродуктов и других неагрессивных жидкостей (рис. 12). В корпусе 1 укреплены входной 2 и выходной 8 обтекатели – струевыпрямители. Турбинка 6 вместе со своей осью 4 вращается в подшипниках скольжения 3 и 7, из которых последний, выполненный в виде втулки, воспринимает осевое усилие. Подшипники и ось изготавливаются из твердого сплава, лопатки турбинки – из ферромагнитного материала, остальные детали из коррозионностойкой стали. Фланец 5 служит для установки магнитоиндукционного преобразователя («Норд–И1» или «Норд–И2») 33

Рис. 12. Турбинный преобразователь расхода «Норд – М»: 1 – корпус; 2 – обтекатель входной; 3 – подшипник; 4 – ось вращения турбинки; 5 – фланец; 6 – турбинка; 7 – втулка; 8 – обтекатель выходной

частоты вращения турбинки в частоту электрических электрических импульсов, достигающую 1000 Гц. Амплитуда выходного сигнала у «Норд–И1» не менее 0,5 В. Преобразователь «Норд– И2» содержит предварительный усилитель – формирователь, на выходе которого имеются прямоугольные импульсы амплитудой 11±0,1 В. Импульсы поступают в электронный блок, снабженный счетным устройством. Турбинные преобразователи «Норд−М» с D от 40 до 100 мм изготовляют на условные давления 2,5, 6,4, и 16 МПа, а с D = 150 и D = 200 мм – только на давления 2,5 и 6,4 МПа. Допустимая вязкость жидкости (1÷20)⋅10−4 м2/с. Допустимая температура 5−50 °С. Содержание сернистых соединений не более 3 %. Температура окружающей среды от −50 до + 50 °С. Допустимая вибрация частотой 25 Гц при амплитуде не более 0,1 м. Рекомендуется перед турбинным преобразователем устанавливать фильтр, затем струевыпрямитель и прямой участок трубы длиной 10D (или 20D при отсутствии струевыпрямителя). После преоб34

разователя – прямой участок трубы длиной 10𝐷. Пропускная способность (35, 90, 140, 250, 500, 900) м3/ч. Пределы допускаемой основной относительной погрешности в диапазоне расходов 20−100 % ± 0,15 %. Ось, втулки и подшипники изготавливаются из твердых сплавов на основе карбида вольфрама, трущиеся поверхности которых шлифуются. 4.2. Объемные счетчики с овальными шестернями Измерительный элемент счетчика состоит из двух прецизионных овальных шестерен, находящихся в зацеплении и вращающихся в противоположные стороны под влиянием разности жидкости в подводящей и отводящей трубах и перемещающих при этом определенные ее объемы (рис. 13).

Рис. 13. Объемный счетчик с овальными шестернями: а, б, в – рабочие положения счетчика

Эти счетчики применяются для измерения количества жидкостей, имеющих вязкость от 0,55⋅10−6 до 300⋅10−6 м2/с, температуру от −40 до + 120 °С и давление до 6,4 МПа в трубах диаметром от 15 до 80 мм. Характер работы счетчиков с овальными шестернями в большой степени зависит от вязкости жидкости. С ее возрастанием уменьшаются протечки через зазоры, но увеличивается сопротивление вращению шестерен. 35

4.3. Массовые расходомеры (массомеры). Кориолисовые расходомеры Массомеры предназначены для прямого измерения массы жидкостей в динамике, т.е. в потоке. Они имеют ряд преимуществ: • прямое измерение массы; • высокая точность измерения; • отсутствие влияния свойств жидкости – вязкости, плотности; • отсутствие движущихся частей; • простота обслуживания. Наибольшее распространение получили кориолисовые расходомеры (рис. 14), действие которых основано на эффекте Кориолиса. В качестве чувствительного элемента в этих расходомерах чаще всего используют один или две измерительные трубки (обычно U-образные), концы которых закреплены неподвижно.

Рис.14. Сенсор кориолисового расходомера: 1 – сенсорные трубки; 2 – задающая катушка; 3 – детекторы скорости

Под воздействием электромагнитного возбудителя, расположенного в центре трубки, и контура обратной связи трубка совершает колебания с собственной резонансной частотой (амплитуда около 1 мм, частота около 80 циклов в секунду) (рис. 15.1). 36

Рис. 15.1. Направление движения трубок

Благодаря этому жидкость, протекающая по трубке, приобретает вертикальную составляющую движения. В первой половине цикла, при движении трубки вверх, протекающая через неё жидкость сопротивляется движению и оказывает давление на трубку сверху вниз. Жидкость, движущаяся во второй (выходной) половине трубки, сопротивляется уменьшению вертикальной составляющей движения, оказывая давление на трубку снизу вверх (рис. 15.2). Это приводит к закручиванию трубки (рис. 15.3). Во второй половине цикла колебания, когда трубка движется вниз, она закручивается в противоположную сторону.

Рис. 15.2. Силы, действующие на трубку при движении вверх 37

Рис. 15.3. Трубка сенсора и пара сил, приводящая ее к закручиванию

Для определения зависимостей рассмотрим отрезок трубки с движущейся в ней жидкостью, совершающей вращательноколебательное движение (рис. 16).

𝐨

𝒓

𝒂𝒓

∆𝑳

𝒂𝒕

𝑭

𝑴

𝑽

ω

Рис. 16. Схема работы сенсора кориолисового расходомера

Частица жидкости массой М, движется поступательно со скоростью v и вращающает с угловой скоростью ω вокруг точки О. Она имеет две составляющие ускорения: радиальную (27) ar = ω2 r , окружную (28) at = 2ωr. Кориолисова сила, действует на частицу массой М, а на трубку − в обратном направлении: 38

F = at M = 2ωvM .

(29)

Любой отрезок трубки длиной ∆L испытывает действие кориолисовой силы, равной: ∆S = 2ωvS ∆Lρ,

(30)

где S − площадь поперечного сечения трубки; 𝜌 – плотность жидкости. Учитывая, что массовый расход Qm = vSρ, имеем: ∆S = 2ω∆LQm .

(31)

При колебании измерительной трубки угловая скорость ее изменяется в диапазоне минус ω < 0 < ω по синусоидальному закону, поэтому кориолисова сила также изменяется по этому закону. Трубка закреплена в точках входа и выхода и колеблется таким образом, что максимальная амплитуда находится в средней точке между точками закрепления. Кориолисовы силы, образуемые в каждой половине трубки, имеют одинаковую величину, но противоположное направление. Эта пара сил создает изгибающий момент, который закручивает трубку и вызывает ее асимметрическую деформацию. Величина деформации трубки (угла ее закручивания) прямо пропорциональна массовому расходу жидкости. В кориолисовых расходомерах ряда фирм деформация трубки преобразовывается в выходной сигнал путем изменения временного сдвига между сигналами детекторов, расположенных симметрично с двух сторон трубки. При отсутствии потока жидкости между сигналами детекторов временный сдвиг отсутствует, а при наличии потока вследствие закручивания трубки появляется сдвиг, прямо пропорциональный массовому расходу. С сенсора можно также получить сигнал, позволяющий измерять плотность жидкости. Вибрирующая трубка сенсора аналогична трубке вибрационного плотномера. Трубка сенсора колеб39

лется с собственной резонансной частотой, которая зависит от размеров и массы трубки с жидкостью. Поскольку размеры и масса трубки постоянны, резонансная частота её колебаний пропорциональна плотности жидкости. 4.4. Ультразвуковые расходомеры (счетчики) Принцип работы счетчика основан на методе измерения разности времени прохождения ультразвука в жидкости по направлению ее движения и против него (рис. 17).

𝑪𝟐𝟐 𝒗

𝑳𝒅

𝑪𝟏𝟏

𝑳𝒂

𝜶

Рис. 17. Принцип работы ультразвукового расходомера

В настоящее время разработаны и применяются разнообразные ультразвуковые расходомеры, отличающиеся как по устройству первичных преобразователей, так и по применяемым измерительным схемам. Ультразвуковые расходомеры отличаются высокой точностью измерений, независимостью их от вязкости жидкостей. Отсутствие подвижных деталей, широкий динамический диапазон, очень малые потери давления, возможность измерения расхода в обоих направлениях потока – все эти факторы также относятся к преимуществам ультразвуковых счетчиков. В качестве недостатка следует назвать влияние наличия в жидкостном потоке твердых и газовых включений, что требует тщательной фильтрации жидкостного потока. 40

Наибольшее распространение в нефтяной промышленности получили ультразвуковые расходомеры, основанные на перемещении акустических колебаний движущейся средой. Счетчики такого типа работают при любом направлении потока. При направлении потока, указанном на (рис. 17) τ12 < τ21, при обратном направлении τ12 > τ21, а их разность пропорциональна средней скорости потока.

= τ12 = τ21

Ld − La C0 Ld − La C0

+ +

La C12 La C21

,

(32)

.

(33)

Первичный преобразователь работает следующим образом. На один из датчиков поступает электрический импульс, который преобразуется в акустический, распространяемый в измеряемой среде до второго датчика, воздействует на него, вызывая на его выходе импульсный электрический сигнал. Далее на второй датчик воздействует электрический импульс и процесс протекает аналогично. Интервал времени прохождения ультразвуковых импульсов в измеряемой среде от первого датчика ко второму τ12 и от второго датчика к первому τ21 точно измеряется. Средняя скорость потока, проходящего через поперечное сечение, определяется как средняя из скоростей в каждом из пяти акустических каналов. Вторичный преобразователь формирует электрические импульсы и обрабатывает сигнал с датчиков, преобразует разность интервала времени прохождения ультразвуковых импульсов в значения скоростей, расхода, объема потока измеряемой среды, выраженные в виде импульсных и аналоговых сигналов.

41

5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Традиционно в нефтедобыче на промежуточных и финишных технологических цепочках учет продукции выполняется современными приборами с высокими точностными характеристиками (узлы учета сырой нефти и коммерческие узлы учета товарной нефти), а учет продукции нефтяной скважины (ее дебит) ведется с помощью групповых замерных установок (ГЗУ «Спутник»). Система контроля за разработкой нефтяного месторождения не только служит для контроля за процессом извлечения продукции из пласта, но и является информационной базой системы управления пластом. В информационную базу системы управления разработкой нефтяного месторождения входит большое число параметров. Важнейшими из них являются расходные параметры скважинного потока количество извлекаемой нефти, газа и воды. По изменению этих параметров можно судить о техническом состоянии скважин и поддерживать его на уровне, обеспечивающем выполнение плана добычи нефти. В настоящее время для создания надежной системы измерения расходных параметров скважинного потока все системы сбора нефти и газа работают по однотрубной высоконапорной герметичной групповой схеме сбора (ГЗУ «Спутник»). На этих установках размещается замерное автоматическое устройство, поочередно подключаемое к одной из скважин куста. Таким образом, при существующей системе контроля работы нефтяных скважин последние являются объектом контроля один раз в течение цикла измерения дебитов всех скважин данной 42

групповой установки, длительность которого колеблется от 2 часов до 3 суток по каждой отдельной скважине. Жестко заданные объемы выдавливаемых порций (объем между верхним и нижним положениями поплавкового регулятора) отсепарированной жидкости, не зависящие от производительности скважин, приводят к тому, что длительность единичного цикла измерения может колебаться от долей минут до нескольких часов. Так, у серийных ГЗУ с паспортной пропускной способностью по жидкости от 1 400 м3 в сутки объем выдавливаемой порции отсепарированной жидкости не превышает 0,15 м3. А у ГЗУ с паспортной пропускной способностью по жидкости от 10 до 1500 м3 в сутки аналогичный объем не превышает 0,5м3. Серийные конструкции ГЗУ «Спутник» отвечают технологическим требованиям, предъявляемым однотрубной герметизированной системой сбора нефти, но практически не учитывают требования условий измерений, определяемые свойствами среды и ее динамическими и статистическими характеристиками, а именно диапазоны измеряемых расходных параметров, структуры и характеристики потока водонефтегазовой смеси. Как было отмечено выше, структуры газожидкостных потоков из скважины разнообразны и зависят от многих факторов: скорости потока, давления, диаметра трубопровода, его расположения в пространстве и процентного содержания той или иной фазы. Поэтому движение водонефтегазовой смеси в напорных трубопроводах характеризуется пульсациями объемного и массового расхода смеси. Частота пульсаций массового расхода и плотности нефтегазовой смеси зависят не только от её состава (газового фактора, обводненности, плотности ее компонент, давления и т.д.), но и от большого числа других факторов, в частности: 43

− способа добычи и вида насосов; − конструкции и геометрии трубопроводов; − пульсации напряжения питания насосов; − влияния соседних нефтяных скважин при высокой плотности сетки скважин; − влияния нагнетательных скважин. Приведенные факторы свидетельствуют о том, что динамика расходных характеристик нефтегазовых потоков имеет значительные колебания, связанные со случайным характером потока. Следовательно, одним из основных методов определения расхода как величины случайной природы, является метод вычисления математического ожидания путем интегрирования за определенный интервал времени, который выбирается в зависимости от требуемой точности и периодичности измерений. Расход жидкой фазы в продукции нефтяной скважины является, в общем случае, нестационарной случайной функцией времени. С увеличением возраста скважины дебит нефти падает, дебит жидкости также меняется. Однако в небольшие отрезки «жизни» скважины ее дебит можно считать стационарной величиной. Изменение мгновенного расхода жидкой фазы в продукции скважины не несет никакой информации, так как пульсации расхода порождены не гидродинамикой пласта. А гидродинамикой движения жидкости в трубопроводе. Именно поэтому расход скважины измеряется количеством добытой жидкости за сутки, если скважина работала без перерыва. Для большинства скважин такое время интегрирования (1 сутки) оказывается достаточным, чтобы исключить влияние пульсаций на результат измерений. При групповом сборе нефти и газа одно и то же устройство используется для измерения дебита многих скважин. Длительное отсутствие контроля за работой скважин может привести к поте44

рям нефти. Поэтому возникает задача определения дебита жидкости нефтяной скважины за какой-то интервал времени с заданной методической погрешностью, которая может быть оценена величиной дисперсии осреднения расхода жидкой фазы скважинного потока. Ниже приведены рекомендации по длительности и частоте замеров при дискретных методах измерения дебита: 1. Оптимальное время одного замера для расходов жидкой фазы смеси: − при дисперсно-кольцевом режиме течения – 10 мин, − при снарядном режиме течения -3 мин, − при пузырьковом режиме течения – 10 мин. 2. Оптимальное время измерения дебита жидкой фазы смеси для различных структур потока: − при дисперсионно-кольцевом режиме течения – 4 часа, − при снарядном режиме течения – 50 часов, − при пузырьковом режиме течения − 0,7–1,8 часа. Таким образом, при различных режимах течения жидкостей требуется различное число циклов измерений мгновенных расходов для получения минимальной среднеквадратической погрешности. Практические рекомендации для импульсных сепарационных установок по массе единичного измеряемого цикла в зависимости от ожидаемого суточного дебита скважины, длительности контроля и числу единичных циклов измерения приведены в табл. 1. Предлагаемые измерительные установки должны отвечать граничным условиям по минимальной единичной измеряемой порции (дозе), числу циклов измерения и общей длительности замеров по одной скважине в зависимости от ее дебита. 45

Таблица 1 Дебит скважины, Значение массы т/сут, нетто, кг не менее 0,1 25 0,5 50 1 100 5 100 10 100 50 100 100 200 180 300

Рекомендуемое время контроля скважины, ч, не менее 24 24 12 12 4 2,4 2,4 2,4

Рекомендуемое число циклов измерения за время контроля 4 10 10 25 16 41 41 50

Помимо приведенных граничных условий, при измерении количественных параметров продукции скважин установками при определении дебита нефтяных скважин (в единицах объема), необходимо использование некоторых поправочных множителей. Поправочные множители служат для исключения систематической составляющей погрешности измерения количества жидкости, а именно: − коэффициент К1, учитывающий содержание в безводной нефти остаточного растворенного газа; − коэффициент К2, учитывающий измерение объема жидкости за счет свободного газа в нефти; − коэффициент К3, учитывающий фактическую температуру измеряемой жидкости; − коэффициент К4, учитывающий вязкость измеряемой жидкости. В повседневной практике поправочные множители не всегда используются, поскольку в телемеханических устройствах связи куста скважин (ГЗУ «Спутник») с диспетчерским пунктом такие функции (хранение в памяти и умножение) не предусмотрены. 46

От указанных выше недостатков свободны установки для контроля дебита нефтяных скважин на основе гидростатического метода измерения, позволяющие получить дебит скважины в единицах массы. Для оперативного и достоверного контроля дебита нефтяных скважин ОАО «Сибнефтеавтоматика» разработаны установки с использованием гидростатического метода измерения расхода жидкой фазы. Основные технические характеристики установки: − диапазон измеряемых расходов по жидкости, т/сут … от 1 до 400, − предельное рабочее давление, МПа …………………

до 4,0,

− основная относительная погрешность измерения массового расхода жидкой фазы не превышет, %………….

± 2,5.

Технологическая схема установки представлена на рис. 18. Установка работает следующим образом. Газожидкостная смесь из скважины через устройство предварительного отбора газа УПОГ поступает в сепарационную емкость С1, где осуществляется дальнейшее отделение газа от жидкой фазы. В исходном состоянии (начало измерительного цикла) трехходовой шаровой кран КШ находится в положении, при котором отсепарированный газ уходит в коллектор, а жидкость накапливается в сепарационной емкости. При достижении жидкостью уровня У1 срабатывает конечный выключатель, сигнал с выключателя подается на контроллер, который дает команду на начало процесса измерения. При достижении жидкостью уровня У3 или У2 (для низкодебитных скважин) контроллер останавливает процесс измерения жидкой фазы. 47

Рис. 18 Технологическая схема установки УЗМ: КШ − кран шаровой с электрогидроприводом; С1 – емкость сепарационная; К1 – контроллер; УПОГ – устройство предварительного отбора газа; ВР1 – датчик избыточного давления; ВР2 – датчик дифференциального давления; ВК1 – датчик температуры; О1 – отстойник; У – уровнемер с тремя фиксированными датчиками уровня (У1, У2, У3)

Во время наполнения емкости жидкостью контроллером регистрируются: − значение выходного тока датчика дифференциального давления в начале и конце срабатывание датчиков У1 и У3; − время наполнения; − температура и давление среды (для измерения расхода газа). Датчик дифференциального давления в этом случае выступает как датчик веса столба жидкости, и при выпуске из производства установки он калибруется непосредственно в единицах массы. Через определенный промежуток времени, устанавливаемый программой, контроллер дает команду на переключение крана КШ в положение, при котором жидкость вытесняется из емкости 48

отсепарированным газом. Во время вытеснения жидкости происходит замещение фиксированного объема (между датчиками У3−У1 или У2–У1), занимаемого жидкостью, отсепарированным газом. Массовый расход жидкости определяется по формуле:

Qж =

( I1 − I 2 ) τ

K , т/сут,

(34)

где I1, I2 − значения выходного тока датчика дифференциального давления, мА, соответствующие началу и окончанию процесса измерения; К – коэффициент пропорциональности, определяемый при калибровке установки (зависит от объема емкости и типоразмера датчика); τ − время измерения.

49

Литература 1. Андреев Е.Б., Ключников А.И., Кротов А.В., Попадько В.Е., Шарова И.Я. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. − М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. 2. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И., Золотухин Е.А., Немиров М.С., Фатхутдинов Т.А. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 3. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества вещества: Справочник: Кн.1, 2 – Спб.: Политехника, 2002. 4. Абрамов Г.С. О проблемах измерения дебита нефтяных скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. − 2002. − № 6. 5. Грей Форест. Добыча нефти. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес, 2010. 6. Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. – Уфа: Тау, 2005.

50

Содержание Введение ........................................................................................................

3

1. ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ......................

8

2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН............................... 2.1. Объемные методы измерения дебита скважин .............................. 2.1.1. Измерение объема жидкости в емкостях (сепараторе) ...... 2.1.2. Измерение дебита скважин счетчиками ............................... 2.2. Массовые методы измерения дебита скважин............................... 2.2.1. Измерение массы жидкости в емкостях (сепараторе) ....... 2.2.2. Измерение массы жидкости косвенным методом с помощью датчика разности давлений ....................................................... 2.2.3. Измерение массы жидкости с помощью массовых расходомеров (массомеров) ............................................................................

12 12 12 15 18 19

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА И МАССЫ ЖИДКОСТИ В ГАЗОЖИДКОСТНОМ ПОТОКЕ ............................................................ 3.1. Измерение объема жидкости .............................................................. 3.2. Измерение массы ..................................................................................

21 23 26 26 29

4. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ....................... 4.1. Турбинные счетчики ........................................................................... 4.2. Объемные счетчики с овальными шестернями ............................ 4.3. Массовые расходомеры (массомеры). Кориолисовые расходомеры ............................................................................................................... 4.4. Ультразвуковые расходомеры (счетчики)......................................

36 40

5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ..........................

42

Литература....................................................................................................

50

51

32 32 35

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ДАДАЯН Юрий Аршавирович ХРАБРОВ Игорь Юрьевич

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Редактор Л. А. Суаридзе Компьютерная верстка: И. В. Севалкина

Подписано в печать 12.11.2015. Формат 60×84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура «Таймс». Усл. п. л. 3,25. Тираж 50 экз. Заказ № 483

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 тел./факс: (499) 507 82 12