Виброакустический многофазный расходомер
Разнообразие конструкций многофазных расходомеров пока не привело к их массовому внедрению. В частности, этому мешают низкая точность измерений и высокая стоимость. Компанией «Петролеум Технолоджи» разработан альтернативный метод измерения многофазных потоков, основанный на анализе виброакустических колебаний трубопровода. Многофазный расходомер DIP опробован на множестве скважин и получает все большее распространение в Северной Америке. Стоимость прибора в разы ниже стоимости аналогов.
В настоящее время в мире насчитывается около 1 млн нефтегазодобывающих скважин, из которых только 0,3% оснащены многофазными расходомерами (МФРМ) и расходомерами жирного газа, что обусловлено недостаточной точностью и высокой стоимостью данного оборудования (от $100 000 до $500 000 за единицу). Между тем, эксперты признают необходимость установки МФРМ на каждую скважину, и нефтегазодобывающие компании готовы к массовой установке МФРМ на каждую скважину в случае снижения их цены до $20 000 – $60 000 за единицу. Таким образом, емкость мирового рынка составит от $20 до $60 млрд. Международные нефтесервисные компании и добывающие компании от Schlumberger до Chevron и General Electric за последние годы потратили десятки миллионов долларов на разработку многофазных расходомеров для измерения дебита нефтяных и газовых скважин.
Существующие МФРМ обладают целым набором недостатков. Так, во-первых, известные МФРМ привязаны к определенному программному обеспечению; во-вторых, поставка МФРМ должна сопровождаться обучением персонала заказчика и последующим обслуживанием МФРМ; в-третьих, устройства не обеспечивают заявленную производителем точность измерения фаз; и, наконец, техническая поддержка со стороны поставщиков, как правило, оставляет желать лучшего.
В то же время и существующие аналоги характеризуются как минимум одним из следующих недостатков: содержат радиоактивный элемент; требуют врезки в трубопровод; рассчитаны на ограниченный диапазон свойств и скоростей потока; требуют постоянного доступа к лаборатории; требуют постоянного присутствия специалиста.
ПРИНЦИП РАБОТЫ МФРМ
Реализованные в металле конструкции МФРМ, как правило, представляют собой набор всевозможных датчиков, способных выделять и измерять физические параметры нефти, газа и воды одновременно. Такой подход к решению проблемы измерения дебита обусловлен отсутствием единых математической и физической моделей турбулентных течений многофазных жидкостей, которые бы позволяли с достаточной точностью вычислять дебит.
Напомним, что основными параметрами жидкости, определяющими скорость движения однородной жидкости (в гидродинамике и газ, и нефть, и вода относятся к жидкостям) в трубопроводе, служат динамическая или кинематическая вязкость и плотность. В свою очередь эти параметры зависят от давления и температуры в трубопроводе. Используя простейшие зависимости, например, уравнение Бернулли, можно с достаточной точностью рассчитать скорость движения жидкости в трубопроводе.
Но все закономерности перестают работать, как только происходит переход от однофазной к многофазной жидкости, например, к продукции скважин – нефтегазоводяной эмульсии. Случайный состав эмульсии, сжимаемость газа и турбулентный характер движения жидкости в трубопроводе не позволяют использовать те же расчетные зависимости, что и для однородной и однофазной жидкости.
В теоретической гидродинамике турбулентное движение однородной и однофазной жидкости описывают системой из шести уравнений Навье Стокса, но решения этих уравнений до настоящего времени найти не удалось. Естественно предположить, что для описания движения трехфазной жидкости понадобится 18 аналогичных уравнений. Не помогает в решении проблемы и вычислительная гидродинамика, современные суперкомпьютеры не в состоянии находить решение для матриц размером более чем 1000 х 1000 х 1000 элементов за приемлемое время.
В распоряжении разработчиков остаются экспериментальные исследования со статистическими моделями, опыт и интуиция. Все попытки обойти законы гидродинамики за счет использования иных физических процессов, сопровождающих движение жидкости, приводят к появлению решений, работающих только в очень узком диапазоне измерений. Если судить о попытках по количеству, то, например, одних только патентов США, существует не менее 5 000.
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР DIP
Начиная с 1978 года в СССР проводились опытно-промысловые испытания (ОПИ) пассивно акустических расходомеров, конструкция которых позволяла выделить полезный виброакустический сигнал, преобразовать его и вывести результаты измерений на дисплей. Были описаны зависимости между генерацией механических колебаний трубопровода и потоком жидкости, движущейся в трубе. Задача была сведена к стандартному уравнению вынужденных колебаний массы жидкости в трубопроводе. Однако отсутствие адекватной математической модели для случая многофазной жидкости и вычислительной техники с большим быстродействием не позволяло проводить измерения с достаточной для нужд производства точностью.
ООО «Петролеум Технолоджи» в 2011 году получило первый патент на способ измерения расхода многофазной жидкости на основе собственной математической модели измерения виброакустических сигналов, генерируемых потоком жидкости, движущейся в трубопроводе.
Используя результат решения указанной задачи в сочетании с пакетом LabVIEW и «железом» от National Instruments, специалистам «Петролеум Технолоджи» удалось измерить дебит многофазной водогазонефтяной жидкости с достаточной точностью и минимальной стоимостью оборудования и программного обеспечения. Итогом работы стал многофазный расходомер DIP. Новизна предложенного способа измерения расхода многофазной жидкости подтверждена девятью патентами, в том числе одним американским и одним PCT. Компания активно участвует в российских и мировых выставках и конференциях, в том числе в мировом конгрессе нефтяников CERAWeek, в конференциях Общества инженеров нефтегазовой промышленности SPE. Кроме того, компания стала победителем нескольких конкурсов инновационных проектов и обладает статусом резидента Сколково.
Принцип действия основан на анализе виброакустического шума, создаваемого движением многофазной жидкости при протекании ее через известное сечение трубопровода. Измеряются и записываются амплитуды и частоты колебаний трубопровода, по которому протекает многофазная жидкость. Измеряемый диапазон частот делят на части, соответствующие каждой фазе. Скорость прохождения фаз определяется по амплитуде и частоте виброакустических шумов, вызываемых неравномерностью движения многофазной жидкости. Для измерения массы жидких углеводородов и массы воды данные об их плотностях определяют по методикам выполнения измерений, аттестованным и утвержденным в установленном порядке и заносят в расходомер. При необходимости приведения измеренного свободного газа к нормальным условиям одновременно с этим измеряются температура многофазной жидкости и избыточное давление в трубопроводе. Функциональное назначение многофазного расходомера DIP:
- измерение объемного расхода газа в многофазной эмульсии;
- измерение объемного расхода нефти в многофазной эмульсии;
- измерение объемного расхода воды в многофазной эмульсии;
- измерение температуры многофазной эмульсии;
- измерение давления в трубопроводе, по которому протекает многофазная эмульсия;
- хранение в памяти полученных результатов измерений;
- передача полученных результатов измерений на верхний уровень информационной системы нефтегазодобывающего предприятия в реальном времени.
Многофазный расходомер DIP состоит из модуля измерительного (МИ) и модуля контроля и управления (МКУ), конструктивно выполненных в отдельных корпусах.
МИ накладного типа состоит из акселерометра и предназначен для измерения виброакустических сигналов и передачи их в МКУ. Дополнительно на трубопроводе могут быть установлены датчики температуры и избыточного давления.
МКУ обеспечивает питание, управление работой расходомера, сбор, преобразование, хранение, индикацию на дисплее и передачу данных о результатах измерений на верхний уровень информационных систем (диспетчерские пункты, пункты сбора информации систем телемеханики, SCADA, АСУ ТП и центральные серверы корпоративных баз данных) нефтегазодобывающих компаний.
Компания «Петролеум Технолоджи» совместно с канадской компанией RTS Services Inc. успешно провели большую серию ОПИ многофазных расходомеров DIP в различных нефтеносных провинциях Канады и США. На рис. 1 показан процесс пусконаладки многофазного расходомера DIP на одной из скважин в провинции Альберта, Канада.
На рис. 2 показан вариант крепления измерительного модуля на трубопроводе.
На рис. 3 и 4 приведены результаты экспериментальных исследований измерения расхода многофазной жидкости (суточные графики накопленного дебита, синяя линия – сепаратор; зеленая линия – многофазный расходомер DIP).
Многофазные расходомеры DIP, входящие в систему сбора и обработки информации в реальном времени, для нефтегазодобывающего предприятия позиционируются как дешевый конкурент существующим многофазным расходомерам и сепараторам. Их может приобрести любая нефтегазодобывающая компания, желающая вести автоматизированный оперативный учет многофазной продукции нефтегазового месторождения в режиме реального времени.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.