СПОСОБ КАЛИБРОВКИ МУЛЬТИФАЗНЫХ РАСХОДОМЕРОВ В РАБОЧИХ УСЛОВИЯХ Российский патент 2014 года по МПК E21B47/10 G01F25/00 

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано для калибровки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом [1]. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием. Все добывающие скважины подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины.

Недостаток всех существующих ГЗУ в том, что, даже обеспечив периодическое (по заданной программе) надежное измерение продукции каждой в отдельности скважины в течение 4…6 часов, нефтяники не получают в режиме реального времени оперативную информацию о режимах работы каждой скважины и куста нефтяных скважин в целом.

В последнее время в технической литературе и патентных источниках как стран дальнего и ближнего зарубежья, так и в РФ, все чаще проходит информация о применении в системах измерения, сбора, подготовки и транспортировки нефти мультифазных (бессепарационных) расходомеров, осуществляющих в режиме реального времени непрерывный мониторинг (измерение) суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов продукции (по нефти, газу и воде) [2, 3].

Известные расходомеры многофазных потоков (мультифазные расходомеры), разработанные специально для нефтедобывающих предприятий, гарантируют высокие технические, эксплуатационные и метрологические характеристики.

В [4] дан пример совмещения в одном техническом решении обустройства куста нефтяных скважин автоматизированной замерной групповой установки, мультифазного насоса и мультифазного (бессепарационного) расходомера (МФР).

Тем не менее есть одна техническая трудность, с которой сталкиваются производственники, эксплуатирующие комплексы, включающие в себя МФР. Речь идет о метрологическом обеспечении, конкретно о калибровке мультифазных расходомеров. Мультифазные расходомеры являются сложными измерительными устройствами, включающими в себя преобразователи расхода водонефтегазовой смеси с тонкой технологией их изготовления, а также мощные вычислительные средства, реализующие сложные алгоритмы обработки технологической информации. Естественно все это накладывает определенные трудности на проблему калибровки расходомеров в процессе их эксплуатации.

Большинство используемых в настоящее время способов калибровки содержит операцию извлечения калибруемого расходомера из трубопровода, в котором он работает. В противовес этому, существуют явные преимущества в том, чтобы калибровку расходомера можно было производить на месте, поскольку этот способ автоматически обеспечивает компенсацию влияния рабочих условий, способных оказывать воздействие на точность и воспроизводимость результатов при эксплуатации расходомеров, например механической нагрузки на измерительное устройство, конфигурации трубопровода, изменений расхода, давления жидкости и температуры окружающей среды, а также состава жидкости.

Основная трудность в данном конкретном случае состоит в реализации такой метрологической установки, которая бы максимально имитировала объект измерения, то есть продукцию нефтяной скважины, а именно водонефтегазовую смесь. Известны [5, 6] испытательные стенды с использованием реальной рабочей среды (нефти, воды, газа и их смесей). Данные установки (стенды) уникальны, однако процесс калибровки влечет за собой выведение расходомеров из эксплуатации с дальнейшей их отправкой на эти или подобные им испытательные стенды.

Известен способ и устройство для калибровки многофазных расходомеров, с помощью замерных установок [7], в которых в качестве эталона, что естественно для нефтяных промыслов с кустовыми площадками, используются групповые замерные установки. Собственно и техническое решение, данное в [4], в котором по существу и происходит сличение измерений расхода ГЗУ как эталона и измерений расхода МФР, можно использовать как устройство для калибровки мультифазных расходомеров. Несмотря на ряд удачных попыток модернизации групповых замерных установок, можно констатировать, что недостаток ГЗУ (применяемых ранее и модернизированных) состоит, во-первых, в их чрезвычайной капиталоемкости перехода на многофазный учет, технической избыточности и сложности, а во-вторых, в данных комплексах является проблематичным оперативно получать требуемые для калибровки МФР соотношения объемов нефти и газа. И последнее: данный способ решает проблему калибровки МФР для кустов нефтяных скважин, обустроенных групповыми замерными установками, но для удаленных и одиночных скважин проблема калибровки МФР или не решается вовсе, или может быть решена слишком дорогой ценой.

Известен способ повышения точности проверки, в том числе и калибровки расходомеров на месте в трубопроводе в рабочих условиях [8]. Основным достоинством (по мнению авторов этого способа) является возможность повышения точности калибровки (точности установки калибровочного коэффициента измерительного устройства) за счет усреднения показаний ряда эталонных расходомеров, то есть за счет набора статистики.

Недостатком данного способа калибровки расходомеров и устройства для его реализации, на наш взгляд, является его техническая сложность и перегруженность, а также низкая надежность получения требуемого результата, поскольку увеличивается риск отказа одного или нескольких эталонных расходомеров. Немаловажен и тот факт, что существует определенная трудность поддержания требуемых точностных характеристик эталонных расходомеров.

Из аналогов наиболее близкими техническими решениями к заявляемому способу и устройству для его реализации являются устройство и способ проверки, в том числе и калибровки, любых расходомеров на месте в рабочих условиях эксплуатации [9]. Для реализации данного способа используют три расходомера: эталонный, контрольный и калибруемый расходомеры. Контрольный расходомер идентичен эталонному расходомеру и предназначен для определения достоверности показаний эталонного расходомера. Методом сравнения показаний эталонного и поверяемого расходомеров определяют калибровочные коэффициенты измерения расхода проверяемого расходомера.

Но и этот аналог, принятый за прототип, имеет существенный недостаток, который состоит в том, что и эталонный расходомер, и контрольный расходомер сами являются источником дополнительного вибрационного воздействия. Поскольку указанные расходомеры идентичны конструктивно, то их резонансные частоты также равны, что влечет за собой взаимовлияние устройств, работающих на одной частоте, и соответственно такой режим приводит к дополнительной погрешности измерения.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и, соответственно, корректировки его показаний в рабочих условиях.

Технический результат достигается тем, что в способе калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях, заключающемся в измерении расхода посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера, сравнении значений эталонного и калибруемого расходомеров и определении калибровочных коэффициентов расхода по газу и жидкости, предварительно продукцию нефтяной скважины разделяют в сепараторе на газовую и жидкую составляющие, эталонным кориолисовым расходомером измеряют массовый расход жидкой составляющей (водонефтяной смеси), а объемный расход газовой составляющей (свободного газа) измеряют расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, причем калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера по каналу измерения расхода свободного газа определяют по показаниям расходомера-счетчика газа, а по каналу измерения расхода водонефтяной смеси - по показаниям эталонного расходомера, при этом дополнительно из всего диапазона технологически возможных изменений расхода продукции нефтяной скважины выбирают не менее трех его значений, для каждого из этих значений измеряют перепад давления ΔP_i на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Q_гi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Q_mi соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа, значения расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Q_гi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Q_mi и соответствующие им перепады давления ΔP_i заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера и, в дальнейшем, в процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления $$\Delta P_i^t$$ и соответствующих им расходов свободного газа $$Q_{гi}^t$$ , водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Q_гi, Q_mi и ΔP_i, эквивалентными, соответственно, численным значениям $$Q_{mi}^t$$ , $$Q_{гi}^t$$ , $$\Delta P_i^t$$ , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Q_гi и Q_mi в качестве эталонных.

Предварительное разделение продукции нефтяной скважины в сепараторе на газовую и жидкую составляющие и измерение объемного расхода газовой составляющей расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, позволяет повысить точность определения калибровочных коэффициентов по каналу измерения расхода свободного газа.

Измерение перепада давления ΔP_i на калибруемом мультифазном расходомере для выбранных значений расхода продукции нефтяной скважины при различных значениях объемного расхода Q_гi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Q_mi, соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа и занесение значений расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Q_гi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Q_mi и соответствующих им перепадов давления ΔP_i в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера позволяет сформировать таблицу соответствий эталонных значений расхода жидкости и газа определенным значениям перепада давления на мультифазном расходомере, которая может быть использована для определения поправок в калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера в ходе его работы и являются дополнительными данными, позволяющими повысить точность проверки и, соответственно, калибровки мультифазного расходомера.

Уточнение калибровочных коэффициентов расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления $$\Delta P_i^t$$ и соответствующих им расходов свободного газа $$Q_{гi}^t$$ , водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Q_гi, Q_mi и ΔP_i, эквивалентными, соответственно, численным значениям $$Q_{mi}^t$$ , $$Q_{гi}^t$$ , $$\Delta P_i^t$$ , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Q_гi и Q_mi в качестве эталонных, позволяет произвести оперативную проверку работы мультифазного расходомера и скорректировать калибровочные коэффициенты даже при выходе из строя эталонного расходомера, что позволяет повысить точность учета дебита нефтяных скважин.

Заявленный способ реализуется устройством для проверки мультифазных расходомеров, схема которого представлена на фиг.1.

Продукция скважины при закрытом 1 и открытом 2 шаровых кранах подается на вход сепаратора 3 с трубопроводами 4 и 5 отведения в нефтесборный коллектор 6 свободного газа и водонефтяной смеси, на которых соответственно установлены шаровые краны 7 и 8, обратный клапан 9 и эталонный кориолисовый расходомер 10, обратный клапан 11, шаровый кран 12 и в параллель подключенный к нему через два шаровых крана 13 и 14, соответственно по входу и выходу, мультифазный расходомер 15, обратный клапан 16, трубопровод отведения свободного газа 4, со стороны выхода шарового крана 7, соединен дополнительным трубопроводом 17, на котором установлены шаровый кран 18, расходомер-счетчик 19 свободного газа и обратный клапан 20, с входом мультифазного расходомера 15, к которому подключен преобразователь 21 дифференциального давления (ПДД).

Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях реализуется следующим образом.

Продукция скважины при закрытом шаровом кране 1 и при открытом шаровом кране 2 поступает в сепаратор 3, где происходит сепарация газожидкостной смеси и соответственно разделение продукции на две составляющие: на газ и жидкость, которые направляются по соответствующим трубопроводам 4 и 5 в нефтесборный коллектор 6. Газ движется через шаровый кран 7, посредством которого осуществляется регулировка объема отбора газа из сепаратора 3, через шаровый кран 8, обратный клапан 9 и поступает в нефтесборный коллектор 6. Жидкость (водонефтяная смесь) движется через эталонный кориолисовый расходомер (ЭКР) 10, с помощью которого измеряется массовый расход жидкости. Объемное содержание воды в жидкости измеряется поточным влагомером (на чертеже не показан). Для приведения расходных параметров, измеренных в рабочих условиях, к нормальному (стандартному) виду давление и температура жидкости измеряются соответственно преобразователями давления и температуры (на чертеже не показаны). Далее жидкость через обратный клапан 11, при закрытом шаровом кране 12 и открытых шаровых кранах 13 и 14 проходит через мультифазный расходомер 15 и далее поступает в нефтесборный коллектор 6.

В режиме максимального отбора газа, что достигается регулировкой шарового крана 7, направляют свободный газ по дополнительному трубопроводу 17, для чего открывается шаровый кран 18, далее газ проходит расходомер-счетчик свободного газа 19, которым измеряется объемный расход газа, и через обратный клапан 20 и шаровый кран 13 газ поступает на вход МФР 15. Дискретно по всему диапазону технологически обоснованных (относительно оптимального дебита скважины) расходов продукции нефтяной скважины изменяют данный расход, с учетом того, что сепаратор 3 настроен (шаровым краном 7) на максимальный отбор газа. Для каждого поочередно установленного значения расхода (задают не менее трех его значений по всему диапазону), измеренного ЭКР 10 и МФР 15, измеряют преобразователем дифференциального давления 21 перепад давления на мультифазном расходомере 15 для разных значений объемного расхода свободного газа, измеренного объемным расходомером-счетчиком газа 19. Далее калибруют МФР 15 по расходу водонефтяной смеси (нефти, при наличии влагомера) и по объемному расходу свободного газа, используя показания ЭКР 10 и расходомера-счетчика 19 газа. Объемный расход газа, поступающего совместно с жидкостью на вход мультифазного расходомера 15, задается регулировкой шаровых кранов 18 и 8. Откорректированные дискретные значения расходов водонефтяной смеси Q_mi, полученные по результатам калибровки МФР, соответствующие им перепады давления ΔР_i, на мультифазном расходомере 15 для ряда дискретных численных значений объемного расхода газа Q_гi по всему его диапазону изменения, а также откорректированные дискретные значения расходов свободного газа Q_гi при различных значениях расхода водонефтяной смеси Q_mi заносятся в память контроллера МФР 15. В дальнейшем, зависимости перепада давления ΔР на МФР 4 от расхода водонефтяной смеси Q_mi для различного процентного содержания в ней газа Q_гi и, соответственно, от расхода свободного газа Q_гi для различного процентного содержания в ней водонефтяной смеси, используются для проверки работы МФР 4 в рабочих условиях эксплуатации. Для этого в рабочих условиях действующей скважины замеряют с помощью МФР 15 текущие численные значения расхода водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ (нефти, при наличии влагомера) и объемного расхода газа $$Q_{гi}^t$$ , и одновременно преобразователем дифференциального давления 21 замеряют перепады давления $$\Delta P_i^t$$ , соответствующие измеренным значениям расходных параметров.

Сравнивают попарно численное значение перепада давления $$\Delta P_i^t$$ и соответствующие ему численные значения текущих измерений расходных параметров по водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ , и свободному газу $$Q_{гi}^t$$ , соответственно с численными значениями табличных данных ΔP_i, Q_mi и Q_гi, содержащихся в памяти контроллера и эквивалентными, соответственно, расходным параметрам текущих измерений по водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ и свободному газу $$Q_{гi}^t$$ . В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, вносят поправки в калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера, принимая значения Q_mi и Q_гi в качестве эталонных значений.

Правомочность такого подхода к проблеме калибровки мультифазных расходомеров объясняется следующим образом. Мультифазный расходомер, измеряющий массовый расход жидкости, по своей физической сути является сужающим устройством в трубопроводе и, как всякое сужающее устройство в потоке жидкого или газообразного вещества, устанавливает связь между скоростью потока и давлением в нем [10].

Относительно хранения расходных параметров Q_mi и Q_гi и соответствующих им перепадов давления ΔP_i в виде табличных данных, можно добавить следующее. В зависимости от опыта наработки данным способом калибровки мультифазных расходомеров, наряду с хранением информации в виде табличных данных, последние могут быть трансформированы в функциональные зависимости или номограммы, с дальнейшим их использованием для целей калибровки мультифазных расходомеров, естественно, с соответствующим программным обеспечением.

Предлагаемый способ позволяет обеспечить калибровку мультифазного расходомера в рабочих условиях эксплуатации скважин путем выявления на нем зависимости перепада давления от расхода водонефтяной смеси, что позволяет произвести дополнительную (контрольную) проверку работы мультифазного расходомера при работающем эталонном расходомере, и, тем самым, повысить точность его калибровки, а также обеспечить проверку работоспособности мультифазного расходомера в процессе его работы без использования эталонного расходомера, например при его отказе (осуществления самоконтроля работоспособности мультифазного расходомера в рабочих условиях).

Источники информации

1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с. (стр. 28, 29; 36…40; 165…171).

2. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI и MPFM 1900 VI Non-Gamma. Регистрационный №31090-06, 2006, - 4 с.

3. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазные моделей VX и FR. Регистрационный №21363-01, 5 с.

4. Заявка №2011134553/03(051192), решение о выдаче патента на изобретение от 10.01.2013).

5. Зимин М.И. Метрологическое обеспечение средств расходометрии. Материалы Общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - 176 с. (стр. 19-22).

6. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2013. - №3, - с. 19-24.

7. Заявка №2011131389, публ. 10.02.2013.

8. Патент РФ №2380660, публ. 20.02.2009.

9. Патент РФ №2262670, публ. 10.02.2005.

10. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. Гидравлика и аэродинамика (Основы механики жидкости). Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Стройиздат, 1975, 323 с. (стр. 301-308).

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Способ включает разделение продукции скважины на газовую и жидкую составляющие. Измерение расхода жидкой составляющей посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера. Измерение расхода газовой составляющей посредством расходомера-счетчика газа. Для каждого из установленных значений расхода продукции нефтяной скважины измеряют перепад давления ΔP_i на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Q_гi газовой составляющей и/или массового расхода жидкости Q_mi. Полученные значения расходов продукции нефтяной скважины: Q_гi и Q_mi и соответствующие им перепады давления ΔP_i заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера. В процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода. В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером принятие значений Q_mi и Q_гi в качестве эталонных. 1 ил.

Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях, заключающийся в измерении расхода посредством последовательно установленных относительно друг друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера, сравнении значений эталонного и калибруемого расходомеров и определении калибровочных коэффициентов расхода по газу и жидкости, отличающийся тем, что предварительно продукцию нефтяной скважины разделяют в сепараторе на газовую и жидкую составляющие, эталонным кориолисовым расходомером измеряют массовый расход жидкой составляющей (водонефтяной смеси), а объемный расход газовой составляющей (свободного газа) измеряют расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, причем калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера по каналу измерения расхода свободного газа определяют по показаниям расходомера-счетчика газа, а по каналу измерения расхода водонефтяной смеси - по показаниям эталонного расходомера, при этом дополнительно из всего диапазона технологически возможных изменений расхода продукции нефтяной скважины выбирают не менее трех его значений, для каждого из этих значений измеряют перепад давления ΔP_i на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Q_гi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Q_mi соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа, значения расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Q_гi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Q_mi и соответствующие им перепады давления ΔP_i заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера и, в дальнейшем, в процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления $$\Delta P_i^t$$ и соответствующих им расходов свободного газа $$\Delta Q_{гi}^t$$ , водонефтяной смеси $$Q_{mi}^t$$ и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Q_гi, Q_mi и ΔP_i, эквивалентными, соответственно, численным значениям $$Q_{mi}^t$$ , $$Q_{гi}^t$$ , $$P_i^t$$ , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Q_гi и Q_mi в качестве эталонных.