Д.Н. Великанов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина НПЦ ООО «ГАНГ-Нефтегазавтоматика» СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНОЙ ПРОДУКЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 1.Многофазность продукции эксплуатационных скважин и нестабильность режима работы скважины в процессе эксплуатации. В таких условиях традиционные методы и средства измерения расхода однофазных потоков (диафрагменные, турбинные, вихревые, ультразвуковые и др.) оказываются малопригодными. 2.Расположение большого числа месторождений в сложных климатических и геологотехнических условиях Крайнего Севера. В этих условиях важное значение приобретают показатели надежности измерительного оборудования, возможность его длительной работы без технического обслуживания. 3.Существующая технология группового сбора и контроля продукции скважин, которая практически не предусматривает индивидуальный контроль дебита.

ОТРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ НА ФАКЕЛ – регламентные исследования

Многофазный расходомер AGAR Многофазный газожидкостной расходомер РГЖ-001 Многофазный расходомер FRAMO Система измерения многофазных потоков «Ультрафлоу» ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЙ

Принципы, положенные в основу создания систем «ПОТОК» 1. Использование принципа относительных измерений расхода с градуировкой системы по месту эксплуатации. 2. Создание и построение измерительного преобразователя на основе новых оригинальных информационных технологий без использования: движущихся элементов (например, турбинок и т.п.); измерителей дифференциального давления, пневмоканалов; радиоактивных источников излучения; чувствительных элементов, подверженных загрязнению (отложению парафинов, глинистых веществ, смазки и т.п.) 3. Простота и компактность конструкции измерительного преобразователя и его надежность работы в сложных эксплуатационных условиях промысловых потоков продукции скважины. 4. Работоспособность в суровых климатических условиях месторождений Крайнего Севера без применения специальных теплоизолирующих кожухов и без электрообогрева. 5. Относительно невысокая стоимость измерительной системы. НПЦ при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Основы спектрометрического метода Ж, Г, П - области, в которых мощность спектральных состав- ляющих, в основном, зависит, соответственно, от расхода жидкости и расхода газа, количества твердых примесей в смеси. S(f) – спектральная плотность мощности сигнала. f – частота сигнала. Характерный частотный спектр выходного сигнала флуктуационного датчика Измерительный преобразователь расхода Информационные модели расхода фаз где: U г, U ж – среднеквадратические значения выходного сигнала датчика флуктуаций давления в диапазонах частот преобладающего влияния газа и жидкости., - безразмерные показатели степени регрессионной модели. A i, B i (i = 1, 2) – размерные постоянные коэффициенты. Р, Т - абсолютные значения давления и температуры, соответственно. Обобщенная модель: Газ в смеси: Жидкость в смеси:

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ РАСХОДА

ИИС «ПОТОК - 3М» НА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА «ПОТОК - 3 М» 1 - скважинный измерительный модуль; 2 - информационно-вычислительное устройство; 3 - буферное информационное устройство.

ИИС «ПОТОК - 4» НА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЕ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ Скважинный модуль Измерительная линия

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА «ПОТОК - 4» 1 – информационно-вычислительное устройство; 2 – скважинный измерительный модуль; 3 – катушка с кабелем связи; 4 – сетевой адаптер питания 220В/=27В.

Система «ПОТОК-5» на Ен-Яхинском месторождении

СОСТАВ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ «ПОТОК-5» скважинный измерительный модуль (СИМ), 2 -тест-коммуникатор (ТК), 3 - датчик давления, 4 -датчик температуры, 5- кабель связи СИМ-ТК, 6 - адаптер питания

Направления промысловых исследований с целью совершенствования систем «ПОТОК» 1. Упрощение процедуры градуировки систем «Поток». 2. Разработка и апробация новых технических решений, обеспечивающих применение систем «Поток» на проблемных скважинах. 3. Обеспечение существенного снижения потерь давления на измерительном участке трубопровода.

1- СИМ, 2 - фланцевое соединение с формирователем потока, 3 - датчик давления, 4 - датчик температуры, 5 - автомобиль, 6 – тест-коммуникатор, 7 - кабель связи, 8 - кабель питания Скважина Применение системы «ПОТОК-5» при проведении специальных исследований

Результаты специальных исследований на газовых и газоконденсатных скважинах Уренгойского НГКМ

Результаты применения стандартной градуировки системы "Поток-5" относительно газа сепарации Иллюстрация сходимости результатов ГКИ, ГДИ и ГСК с показаниями системы "Поток-5" при использовании стандартной градуировки Зависимости расхода газа сепарации от устьевого давления. Информационная модель расхода

Результаты применения экспресс-градуировки системы "Поток-5" относительно газа сепарации Зависимости расхода газа сепарации от устьевого давления. Иллюстрация сходимости результатов ГКИ, ГДИ и ГСК с показаниями системы "Поток-5" при использовании экспресс-градуировки Информационная модель расхода

Результаты применения стандартной градуировки системы "Поток-5" относительно стабильного конденсата реж. Поток-5РустQст.к-та по ГКИ отн. Qст.к-та т/сутатат/сут% ГКИ 118,4981,517,75-4,17 215,5284,715,882,27 320,6778,821,061,85 417,7682,018,031,50 ГСК 519,6979,4320,12*2,15** ГДИ 615,0284,5515,48*2,99** 717,8481,3518,50*3,59** 821,0676,2622,46*6,23** ГСК 918,5880,7918,99*2,15** ГДИ 1015,8284,4315,61*-1,38** 1113,2586,2213,75*3,63** 1211,1187,8012,00*7,45** Иллюстрация сходимости результатов ГКИ, ГДИ и ГСК с показаниями системы "Поток-5" при использовании стандартной градуировки по трем режимам ГКИ. Зависимости расхода стабильного конденсата от устьевого давления. Информационная модель расхода

Результаты применения экспресс-градуировки системы "Поток-5" относительно стабильного конденсата реж. Поток-5РустQст.к-та по ГКИ отн. Qст.к-та т/сутатат/сут% ГКИ 118,7181,517,75-5,37 216,1084,715,88-1,37 320,5578,821,062,40 418,0382,018,030,0 ГСК 519,6979,4320,12*-2,1** ГДИ 615,5984,5515,48*0,7** 718,0981,3518,50*-2,2** 820,7976,2622,46*-7,4** ГСК 918,7380,7918,99*-1,4** ГДИ 1016,3384,4315,61*4,6** 1113,9886,2213,75*1,7** 1211,9987,8012,00*-0,1** Зависимости расхода стабильного конденсата от устьевого давления. Иллюстрация сходимости результатов ГКИ, ГДИ и ГСК с показаниями системы "Поток-5" при использовании экспресс-градуировки. Информационная модель расхода

Зависимость перепада давления от потерь давления на газоконденсатной скважине 2302 (относительная погрешность: от 0.64% до 3.15%) Зависимость перепада давления от потерь давления на газовой скважине 325 (относительная погрешность: от 0.39% до 3.14%) В результате проведенных исследований определен вид функциональной зависимости между потерями и перепадом давления на формирователе потока. Связь потерь давления на измерительном участке с перепадом давления на формирователе потока

Результаты специальных исследований, скв. 324 Апробация способа градуировки по потерям давления. * - отсутствуют достоверные измерения из-за гидратообразования Зависимость расхода газа (Qг*), измеренного системой "Поток» и рассчитанного по потерям давления, от расхода газа (Qг), измеренного по ДИКТ. скв. 324.

Технологическая схема обустройства устья «проблемной» скважины системой "Поток".

Результаты специальных исследований, скв. 325 (система «Поток» расположена между струнами скважины) Зависимость расхода газа (Qг*), измеренного системой «Поток» и рассчитанного по потерям давления, от расхода газа (Qг), измеренного по ДИКТ. скв. 325

Одно из направлений развития - ИИС расхода с искусственной нейросетью АФ – аналоговая фильтрация, выделяет в спектре U(t) информативную область АЦП и БПФ – аналого-цифровое преобразование и быстрое преобразование Фурье. Построение частотного спектра мощности сигнала. БА – определяет входные параметры нейросети по средней мощности сигнала в характерных рабочих полосах спектра S * I ИНС – программно-вычислительный комплекс, решающий задачи идентификации процесса, а также обучения системы по известным алгоритмам на основе экспериментальных данных. Qг, Qж Преимущества по сравнению со спектрометрическим методом заключаются в возможности расширения диапазона измеряемых расходов фаз и диапазона соотношения газ-жидкость в потоке.

Сравнительные результаты определения расходов фаз спектрометрическим и «нейросетевым» методами Газоконденсатная скважина Максимальная приведенная погрешность по обоим методам сравнима и составляет не более 5% Сопоставление расхода, измеренного с помощью сепаратора, с расходами, измеренными с использованием спектрометрического и «нейросетевого» методов