автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Информационно-измерительная система контроля дебита нефтяных скважин с использованием вибрационных массовых расходомеров

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТРАДИЦИОННЫХ И ВИБРАЦИОННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

1.1. Измерение дебита скважин

1.2. Измерение расхода двухфазных смесей.

Выводы к главе I.

ГЛАВА 2. СТРУКТУРА ПОСТРОЕНИЯ И АЛГОРИТМЫ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ В ЖС КОНТРОЛЯ ДЕБИГОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, БАЗИРУЮЩЕЙСЯ НА ВИБРАЦИОННЫХ МАССОВЫХ РАСХОДОМЕРАХ.

2.1. Алгоритм обработки информативных сигналов вибрационных массовых расходомеров в ИЖ-ВМР.

2.2. Организация процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений.

2.3. Структура и метрологические характеристики ИЮ-ВМР.

Выводы к главе

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ЗВЕНЬЕВ

БЛОК-СХЕМЫ ВИБРАЦИОННЫХ МАССОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ.

3.1. Выбор оптимального способа съема информации с учётом нестабильности коэффициентов передачи звеньев расходомера.

3.2. Влияние трансформаторной наводки на линейность номинальной статической функции преобразования.

3.3. Влияние пульсаций управляющего напряжения в контуре отрицательной параметрической обратной связи на погрешность измерения.

3.4. Оптимизация параметров звеньев расходомера по критериям устойчивости и быстродействия

3.5. Методика определения основных параметров звеньев расходомера.

Выводы к главе

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРШЕНТМЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМПЛЕКСА

СРЕДСТВ И МЕТОДОВ ИИС-ВМР.

4.1. Расчет параметров основных звеньев и проверка качества системы стабилизации режима колебаний первичного преобразователя расходомера.

4.2. Цроверка аппаратурных погрешностей вибрационных массовых расходомеров.

4.3. Цроверка метрологических показателей ИИС-ВМР в промысловых условиях.

Выводы к главе 4.

В постановлении ХХУ1 съезда КПСС "Основные направления экономического и социального развития СССР на 1981-85 годы и на период до 1990 года" ставится задача довести к 1985 году объем добычи нефти на комплексно автоматизированных и механизированных промыслах до 85-90 % от общего объема добычи. Отсюда вытекает необходимость разработки и внедрения на предприятиях отрасли высокоэффективных автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) нефтегазодобывающего производства.

Эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в значительной степени определяется достоверностью информации о дебитах нефтяных скважин, которые являются в данной системе объектами управления. Сбор указанной информации в промысловых условиях осуществляется информационно-измерительной системой контроля дебита нефтяных скважин, метрологические и эксплуатационные характеристики которой существенно зависят от используемых средств измерения и от организации процесса обработки, хранения и представления результатов нефтепромысловых измерений.

В настоящее время в отрасли эксплуатируются ИИС контроля дебита нефтяных скважин, использующие в качестве средств измерения тахометрические расходомеры, устанавливаемые после сепараци-онных установок, разделяющих жидкую и газовую фазы измеряемой продукции. Следует отметить, что тахометрические расходомеры предназначены для измерения расходов только однофазных сред (жидкостей или газов), а качество разделения фаз измеряемого потока в сепараторе зависит от ряда эксплуатационных условий (температуры, рабочего давления, обводненности продукции скважины, вязкости жидкой фазы и др.). Названные причины существенно снижают достоверность информации о дебитах нефтяных скважин, так как тахо-метрические расходомеры обладают в этих условиях (т.е. при неполном разделении фаз) недопустимо большой погрешностью измерения. Кроме того, поскольку оборудование каждой скважины сепара-ционной установкой нецелесообразно с экономической точки зрения, существующие системы сбора информации практически везде вынужденно строятся по групповой схеме. Это означает, что независимо от схемы разбуривания скважин на данной нефтяной площади, "кустовой" или индивидуальной, сепарационной установкой оборудуется всегда группа скважин, что приводит во втором случае к дополнительным затратам на прокладку трубной разводки от скважин до групповой замерной установки (ГЗУ). Таким образом, система сбора информации о дебитах нефтяных скважин в настоящее время неинвариантна с экономической точки зрения по отношению к системе сбора нефти на данном месторождении. Наличие на ГЗУ одного сепаратора и,следовательно, одного комплекта измерительных приборов приводит к необходимости осуществлять периодическое подключение каждой из обслуживаемых (как правило, 10-14) скважин на измерение ее дебита. Для этой цели в существующих ГЗУ используется механический переключатель скважин - устройство весьма ненадежное, существенно снижающее эксплуатационные показатели ГЗУ в целом. Важным обстоятельством, снижающим метрологические показатели ИИС контроля дебита нефтяных скважин, базирующейся на существующих ГЗУ, является чрезмерная длительность периода между двумя соседними замерами36^ дебита данной скважины. Многолетний опыт эксплуатации ГЗУ на промыслах показал, что для получения представительной информации о суточном дебите каждой нефтяной скважины время измерения должно составлять не менее двух часов. Таким образом, цикличность измерений дебита каждой скважины составляет сутки и более.След-Ч Замер - процедура измерения дебита нефтяной скважины (термин, принятый в отрасли). ствием указанного обстоятельства является низкая точность восстановления кривой, характеризующей характер работы скважины, что снижает эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в целом.

Повышение эффективности функционирования АСУ ТП нефтедобычи, базирующееся на повышении достоверности информации о режиме работы объектов управления - нефтяных скважин - в текущей пятилетке будет осуществляться, в частности, посредством внедрения разработанных во ВНИИКАнефтегаз под руководством к.т.н. И.Я.Ривкина новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров, способных давать информацию о суммарном и покомпонентном дебите продукции нефтяных скважин без предварительной сепарации этой про-дукщщЯ).

Важнейшей функцией ИИС контроля дебита нефтяных скважин является формирование банка данных об объектах управления - нефтяных скважинах, базирующееся на оперативной обработке результатов нефтепромысловых измерений. В связи с этим,становится актуальной разработка структуры указанной системы и процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений, выполняемых вибрационными массовыми расходомерами, а также разработка алгоритмов и программ, реализующих этот процесс. Достоверность информации,поступающей от ИИС контроля дебита нефтяных скважин в АСУ ТП нефтедобычу в значительной степени определяется качеством и количеством измерительной информации, поступающей от используемых в системе средств измерения. Отсюда вытекает актуальность исследований, связанных с оптимизацией структуры блок-схемы вибрационных массовых расходомеров, и параметров звеньев этих приборов по ряду критериев (метрологии, быстродействию, устойчивости).

Таким образом, целью данной работы является создание информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин Приказ министра нефтяной промышленности 273 от 23 мая 1980 г. с учетом использования в ее составе новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров. Цри этом в работе ставятся и решаются следующие основные задачи:

1. Анализируются функции ИИС контроля дебита нефтяных скважин. Формулируются требования к такой системе, диктуемые соображениями эксплуатационного и метрологического характера. Обосновывается целесообразность использования в данной ШС новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров.

2. Разрабатывается структура ИИС контроля дебита нефтяных скважин с использованием вибрационных массовых расходомеров (ИИС-ВМР). Указанная разработка базируется на содержательном анализе задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений. Разрабатываются алгоритмы решения этих задач.

3. Разрабатывается методика определения параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров, определяющих метрологические и эксплуатационные показатели ИИС в целом. С этой целью в работе исследуются аппаратурные погрешности и проводится оптимизация структуры и параметров звеньев блок-схемы этих приборов по ряду критериев - метрологии, быстродействию, устойчивости.

4. Экспериментально доказывается практическая реализуемость синтезированных в диссертации способов, критериев и методик, использованных при разработке комплекса средств и методов, составляющих ИИС контроля дебита нефтяных скважин.

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и приложения.

В первой главе обосновывается актуальность решаемой в диссертации задачи создания новой ИИС контроля дебита нефтяных скважин. С этой целью проводится анализ функций такой системы и формулируются требования, предъявляемые к ней эксплуатационными условиями и физико-химическими свойствами измеряемой продукции нефтяных скважин. Кроме того, выявляются и анализируются недостатки, присущие существующей ИИС контроля дебита нефтяных скважин, и пути их преодоления. Формулируются задачи исследования.

Эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в значительной степени определяется достоверностью информации о ряде параметров работы нефтяных скважин (суточном дебите, обводненности продукции, расходах нефти, воды и газа, отсутствие подачи). Указанная информация поступает от ИИС контроля дебита нефтяных скважин, которая, исходя из своего назначения, должна удовлетворять ряду метрологических и эксплуатационных требований, сформулированных и обоснованных в работе. Основные из них, следующие:

- измерение расхода продукции нефтяных скважин должно осуществляться с погрешностью в пределах от 5 до 10 %;

- время измерения и частота замеров должны соответствовать свойствам и состоянию измеряемых параметров работы скважины;

- должна обеспечиваться независимость метрологических показателей используемых средств измерения от физико-химических свойств измеряемого потока (газосодержания, температуры, давления сбора, обводненности продукции и др.);

- структура и конструктивное исполнение ИИС должны позволять создавать технологические системы сбора нефти и газа любой конфигурации - групповой, индивидуальной и смешанной структуры, - с целью достижения высоких технико-экономических показателей АСУ ТП нефтедобычи в целом.

В работе изучаются функциональные и технические возможности существующей ИИС контроля дебита нефтяных скважин с точки зрения степени выполнения системой сформулированных требований. При этом выясняется, что достоверность информации, поступающей от этой системы, оказывается весьма низкой, что в основном определяется низкими метрологическими характеристиками используемых средств измерения (тахометрических расходомеров) в данных условиях эксплуатации (при неидеальном разделении сепаратором фаз измеряемого газожидкостного потока). Кроме того, устанавливается, что групповая система сбора нефти, обусловленная, в данном случае, целями получения информации о дебит ах нефтяных скважин, обладает рядом недостатков, в том числе и с точки зрения получения указанной информации. Это низкая надежность, вытекающая из необходимости применения механических исполнительных устройств (переключателей, отсекателей потоков и клапанов); необходимость дополнительных капитальных вложений на прокладку трубной разводки от обслуживаемых скважин до групповой замерной установки в нефтяных районах, где осуществляется в основном индивидуальное разбуривание скважин (например в Татарии); малая частота замеров дебита конкретной скважины, что приводит к низкой достоверности воспроизведения кривой режима ее работы и лишает АСУ ТП нефтедобычи оперативной информации о контроле подачи обслуживаемых скважин.

Сформулированные в работе требования к ИИС контроля дебита нефтяных скважин и анализ функциональных и технических возможностей существующей аналогичной по назначению системы позволил сделать вывод о целесообразности использования цри разработке новой ИИС таких средств измерения, которые не требуют предварительного разделения фаз измеряемого газожидкостного потока.

Изучение средств и методов измерения расхода двухфазных потоков позволило выявить перспективность использования разработанных во ВНИИКАнефтёгаз вибрационных массовых расходомеров для целей создания ШЗ контроля дебита нефтяных скважин, способной по своим метрологическим и эксплуатационным качествам удовлетворить сформулированным требованиям.

Основной результат главы I заключается в определении и обосновании сформулированных выше узловых задач, решение которых необходимо для реализации цели работы.

Во второй главе анализируются пути совершенствования информационного обустройства нефтяных месторождений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР; разрабатывается алгоритм обработки измерительной информации, поступающей от вибрационных массовых расходомеров, с целью получения численных значений параметров дебита нефтяных скважин; формулируется и анализируется содержание задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений и предлагаются алгоритмы решения этих задач на уровне ИИС-ВМР. На основании изложенного осуществляется разработка структурной схемы ИИС-ВМР и вычислительной сети промысла в целом.

В работе обосновывается, что использование ИИС-ВМР в АСУ ТП нефтедобычи позволяет производить индивидуальное обустройство расходомерами каждой скважины, сохраняя групаовой способ получения информации, т.е. система сбора информации становится инвариантной по отношению к схеме сбора нефти и газа. Это объясняется техническими возможностями используемых средств измерения-вибра-ционных массовых расходомеррв, способных на потоке без предварительного разделения фаз продукции нефтяных скважин давать информацию о массовом расходе и средней плотности этой продукции. Этой информации оказывается достаточно (при известных плотностях жидкой и газовой фазы и при известном рабочем давлении) для измерения покомпонентного расхода двухфазной, двухкомпонентной смеси (например, вода-воздух или нефть-газ). В случае измерения расхода продукции нефтяной скважины имеет место двухфазная трехкомпонент-ная смесь (нефть-вода-газ), и указанной информации оказывается недостаточно для определения покомпонентных расходов такой смеси. В связи с изложенным алгоритм обработки информации для данного случая разрабатывался в предположении, что при герметизированной системе сбора нефти и газа газовая фаза смеси образуется лишь за счет процесса разгазирования нефтяной фазы. Следовательно, расход газа зависит от расхода нефти и значения газового фактора*) на данном месторождении. Таким образом, к двум известным (измеренным) зависимостям добавляется третья зависимость, и задача определения трех неизвестных параметров дебита нефтяной скважины (расходы нефти, воды, газа) становится разрешимой. Цри этом предполагаются известными плотности всех компонентов смеси, рабочее давление и параметры аналитического задания кривой разгазирования, то есть коэффициенты полинома, аппроксимирующего зависимость действующего в точке замера газового фактора от рабочего давления.

Изложенное позволяет осуществить разработку структурной схемы ИИС-ВМР и предложить подход к определению метрологических характеристик этой системы. Сложность здесь заключается в том, что если по каналу измерения массового расхода газожидкостной смеси метрологические характеристики расходомера (следовательно, и ИИС в целом) определяются традиционными методами (поверка на расходомерном стенде), то определение метрологических характеристик канала измерения средней плотности двухфазной смеси принципиально невозможно из-за отсутствия образцовых значений этой физической величины. Вследствие этого предлагается не рассматривать вибрационный массовый расходомер как прибор для измерения расхода и средней плотности газожидкостной смеси, а рассматривать ИИС-ВМР в целом (комплект, состоящий из расходомера или расходомеров и терминального устройства с заложенной в него программой, реализующей алгоритм вычисления покомпонентных расходов двухфазной смеси) как измерительную систему для определения рас

Количество объемов свободного газа, выделяющегося из одного объема нефти при нормальном давлении. ходов двухфазной смеси и составляющих ее компонентов. Б этом случае поверка ИИС-ВМР может осуществляться на двухфазном расходомер-ном стенде, где расходы компонентов смеси контролируются образцовыми средствами до их смешивания в смесителе. Результаты этих измерений сравниваются с результатами расчетов в терминальном устройстве и определяются соответствующие погрешности.

Обосновывается необходимость разработки новой структуры вычислительной сети промысла и принципов организации процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ШС-ВМР. С этой целью формулируются задачи оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений и проводится анализ их содержания. Поскольку решение указанных задач в силу различных причин технического и организационного характера в настоящее время осуществляется централизованно на кустовом или районном вычислительном центре посредством периодической, как правило, однократной обработки результатов измерений, это приводит к весьма низкой достоверности получаемой информации. В связи с изложенным предлагается новая структура организации вычислительной сети промысла, опирающаяся на использование в ее составе терминальных устройств, базирующихся на микропроцессорной технике. Центральная ЭВМ при этом по-прежнему располагается на кустовом или районном вычислительном центре. Такая организационная структура позволит существенно рассредоточить оперативную обработку промысловой информации, сделав ее более эффективной и надежной. Поэтому алгоритмы решения названных выше задач разработаны в диссертации, ориентируясь на распределенную вычислительную систему.

Основные результаты главы 2 состоят в том, что проведенные здесь исследования позволили сформировать структуру вычислительной сети промысла, реализующую решение задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений, обосновать состав комплекса технических средств и методов нижнего уровня этой сети ИИС-ВМР и предложить подход к определению метрологических характеристик ИИС-ВМР.

Третья глава посвящена решению вопросов, в значительной степени определяющих метрологические и эксплуатационные показатели ИИС-ВМР. Здесь проводится оптимизация структуры и параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров по ряду критериев - метрологии, устойчивости, быстродействию.'Разрабатывается методика определения параметров звеньев блок-схемы этих приборов, базирующаяся на результатах проведенной оптимизации. В указанных целях в работе исследуются аппаратурные погрешности вибрационных расходомеров и проводится анализ динамики этих приборов.

Использование метода структурного анализа измерительной цепи вибрационного массового расходомера при различных способах съема измерительной информации позволило выявить такие способы, при которых минимизируется влияние нестабильности коэффициентов передачи звеньев прибора на его номинальную статическую функцию преобразования. Указанная минимизация становится возможной, поскольку в работе на основании анализа принципа действия вибрационных расходомеров делается вывод о том, что в конечном счете информативный сигнал, пропорциональный измеряемому расходу, зависит от коэффициента передачи первичного преобразователя расходомера на его резонансной частоте. Этот вывод позволяет выявить возможные способы определения данного коэффициента передачи и вывести для каждого из них номинальные статические функции преобразования, содержащие коэффициенты передачи звеньев прибора. Изучение полученных соотношений методами, используемыми при обработке результатов косвенных измерений, делает возможным выбор способов съема информации, наименее зависимых от нестабильности коэффициентов передачи звеньев прибора.

Линейность номинальной статической функции преобразования вибрационного расходомера определяется физическими основами его принципа действия. Это, однако, справедливо при условии, что сигнал на электромагните адаптера пропорционален только скорости колебаний первичного преобразователя. В реальных условиях значение этого сигнала определяется еще и ЭДС, вызываемой действием полей рассеивания электромагнита возбуждения на электромагнит адаптера. В работе показано, что это обстоятельство приводит к появлению погрешности нелинейности расходомера. Цреддожена физическая модель названного явления, анализ которой позволил вывести численный критерий, дающий возможность свести значение данной погрешности к допустимому минимуму.

В работе изучаются основные соотношения, характеризующие статический режим работы расходомера. При этом выявляется характер влияния пульсаций напряжения управления на погрешность измерения прибора. Эта погрешность является следствием искажений сигнала в основном контуре расходомера (контуре положительной обратной связи) при прохождении напряжения пульсаций через регулируемый усилитель и имеет две составляющие - амплитудную и фазовую. Установлено, что эти погрешности имеют систематический характер и мультипликативны. Следует отметить, что фазовые искажения сигнала в контуре положительной обратной связи расходомера приводят к неинформативному изменению частоты колебаний первичного преобразователя. Таким образом, выявляется необходимость введения звена коррекции в основной контур прибора.

С целью анализа динамического режима работы вибрационного массового расходомера в диссертации выводится линеаризованное дифференциальное уравнение, описывающее поведение прибора вблизи стационарного режима колебаний, первичного преобразователя, которое затем исследуется методом теории автоматического регулирования. Так как в данном случае интерес представляет только отклонение регулируемой координаты от ее установившегося значения,то указанное уравнение выводится посредством соответствующего сдвига координат. Его анализ приводит к получению двух соотношений между основными параметрами звеньев блок-схемы прибора. Выполнение этих соотношений делает параметры звеньев блок-схемы расходомера оптимальными по критериям устойчивости и, в первом приближении, быстродействия. Однако двух полученных соотношений недостаточно для определения численных значений трех искомых параметров. С целью разработки методики выбора этих параметров в работе предложено использовать результаты исследования погрешностей, обусловленных влиянием пульсаций управляющего напряжения. При этом к двум имеющимся соотношениям удается добавить третье, выведенное, исходя из допустимого значения погрешности, вызываемой указанными пульсациями.

Таким образом, методика определения параметров основных звеньев блок-схемы прибора сведена в диссертации к решению системы трех алгебраических уравнений с тремя неизвестными.

Основные результаты главы 3 состоят в том, что разработанная здесь методика определения параметров основных звеньев блок-схемы вибрационных расходомеров позволяет осуществить проектирование приборов этого типа с заданными метрологическими и динамическими характеристиками. Кроме того, указанная методика может быть успешно распространена и на другие типы вибрационных измерительных преобразователей, где требуется стабилизация режима их колебаний.

Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям разработанного в настоящей диссертации комплекса средств и методов, образующих ИИС-ВМР.

Экспериментально доказано, что использование разработанной методики определения параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров приводит к оптимальности метрологических и динамических характеристик этих приборов. С целью реализации указанного доказательства в диссертации проводятся расчеты параметров звеньев блок-схемы вибрационных расходомеров для трех типоразмеров первичных преобразователей прибора; разрабатывается методика экспериментальной проверки качества полученных систем стабилизации режима колебаний первичных преобразователей вибрационных расходомеров; проводятся метрологические исследования, анализируются их результаты и вырабатываются практические рекомендации, вытекающие из этих результатов.

Экспериментальные исследования комплекса средств и методов ИИС-BMP проводились на промыслах Татарии. В этих целях в диссертации разработаны методические основы таких исследований, ориентированные на определение метрологических характеристик ИИС-ВМР в промысловых условиях при измерении покомпонентных расходов продукции нефтяных скважин. Приводятся результаты этих исследований. Определены погрешности указанных измерений. Важно отметить, что метрологические характеристики вибрационных массовых расходомеров, определенные в лабораторных условиях на двухфазном расходо-мерном стенде, полностью совпадают с аналогичными характеристиками, определенными в промысловых условиях.

Основные результаты главы 4 заключаются в том, что исследования, проведенные в настоящем разделе, показали полное соответствие комплекса средств и методов, образующих ИИС-ВМР, требованиям, выявленным в настоящей работе и предъявляемым промысловыми условиями эксплуатации к информационно-измерительной системе контроля дебита нефтяных скважин, используемой в АСУ ТП нефтедобычи.

Основные научные и практические результаты автора, которые выносятся на защиту:

1. Разработана новая структура информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин, дано ее обоснование, базирующееся на анализе функций этой системы и на анализе содержания задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений.

2. Предложены и обоснованы новые принципы организации процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР. Разработаны алгоритмы, реализующие указанный процесс.

3. Впервые решен комплекс вопросов, связанных с разработкой для ИИС контроля дебита нефтяных скважин новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров, способных измерять расходы продукции нефтяных скважин на потоке, без предварительного разделения фаз этой продукции.

4. Разработанные в диссертации алгоритмы обработки результатов нефтепромысловых измерений, ориентированные на использование в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР, а также решение вопросов разработки новых средств измерения вибрационных массовых расходомеров, не требующих для своего функционирования разделения фаз измеряемого потока, повышают эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи за счет повышения достоверности информации об объектах управления -(нефтяных скважинах)и расширения номенклатуры этой информации (контроль подачи, информация о текущих средних параметрах работы скважин, индикация аварии).

Результаты работы внедрены на опытном заводе "Электрон" Главтюменнефтегаза, г. Тюмень.

Работа выполнена в лаборатории вибрационных методов измерения ВНИЙКАнефтегаз. Автор выражает глубокую благод^ность за научные консультации заведующему лабораторией к.т.н. И.Я.Ривкину, Автор признателен также сотрудникам нефтегазодобывающего управления "Лениногорскнефть" и КБ завода "Электрон" за помощь, оказанную ему в процессе работы.

Результаты работы опубликованы в £24], £25], Г26], 1271, [36], £38], £42], £47], £52].

основные вывода

1. Предложена структура информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин, базирующейся на новых средствах измерения - вибрационных массовых расходомерах (ИИС-ВМР). Указанная система отличается расширенными возможностями по номенклатуре получаемой информации (измеряются дебиты нефти, воды, объемный расход попутного газа, обводненность), что существенно повышает оперативность и эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в целом.

2. Разработаны алгоритмы решения сформулированных и проанализированных в диссертации задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений на уровне ИИС-ВМР.

3. Предложена новая структура построения информационной вычислительной сети для обработки результатов нефтепромысловых измерений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР. Указанная структура ориентирована на повышение достоверности оперативной информации о процессе нефтедобычи за счет рассредоточения обработки этой информации по уровням вычислительной сети промысла.

4. Разработан алгоритм вычисления расходов компонентов газожидкостного потока по сигналам вибрационных массовых расходомеров, сводящийся к решению трех независимых уравнений с тремя неизвестными. Экспериментально доказана работоспособность указанного алгоритма при эксплуатации приборов в промысловых условиях.

5. Теоретические и экспериментальные исследования, проведенные в рамках настоящей работы, позволили решить в аппаратурном и методическом аспектах комплекс вопросов, связанных с проблемой измерения расхода двухфазных смесей на потоке без предварительной сепарации газа.

6. Минимизированы аппаратурные погрешности вибрационных маесовых расходомеров, обусловленные нестабильностью коэффициентов передачи звеньев их блок-схемы. Указанная минимизация базируется на исследовании методами структурного анализа принципиально возможных вариантов съема измерительной информации в данных приборах, на определении номинальной статической функции преобразования, соответствующей каждому рассматриваемому способу, и на изучении полученных функций методами, используемыми при анализе точностных характеристик результатов косвенных измерений.

7. Разработана методика определения параметров звеньев блок-схемы расходомера, гарантирующая оптимальность этой схемы по критериям метрологии, устойчивости и быстродействия и сводящаяся к экспериментальному определению параметров вибрационного первичного преобразователя (резонансной частоты и добротности) с последующим решением системы трех уравнений, выведенных в результате анализа динамических характеристик и аппаратурных погрешностей расходомера.

8. В результате лабораторных и промысловых исследований комплекса средств и методов ИИС-ВМР экспериментально доказана справедливость разработанных методик, рекомендаций и критериев, содержащихся в настоящей работе.

9. Результаты диссертации послужили основой и целиком вошли в рабочий проект по теме: "Создание информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин (ИИС-ВМР)", выпущенный во ВНИИКАнефтегаз. Они внедрены на заводе "Электрон" (г. Тюмень), где используются при серийном выпуске ГЗУ типа "Спутник-ВМР", являющихся метрологической и технологической основой ИИС-ВМР.

1. Алиев Т.М., Мамиконов А. Г., Me лик-Шахназаров A.M. Информационные системы в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1972. 240 с.

2. Алиев Т.М., Me лик-Шахназаров A.M., Тер-Хачапуров А. А. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1981. 286 с.

3. Акимов В.Ф. Измерение расхода газонасыщенной нефти. М.: Недра, 1978. 254 с.

4. Бёсфамильная Л.В. Информационный подход при определении экономической эффективности измерительной техники. Измерительная техника, 1972, 10, с. 79-80.

5. Бесфамильная Л.В. Влияние степени точности контрольно-измерительных устройств на экономические показатели их использа-вания. Измерительная техника, 1974, № 3, с. 85.

6. Вороновский В.Р., Максимов М.М. Система обработки информации при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. 322 с.

7. Вороновский В.Р., Гутенмахер Г.И. Методика обоснования требований к точности нефтепромысловых контрольно-измерительных приборов и измерений. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1975, $ 10, с. 17-19.

8. Лазовский Л.И., Смотрицкий Ш.М. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин. М.: Недра, 1975. 168 с.

9. Смотрицкий Ш.М. Определение оптимальной программы и точности измерения расходных параметров скважинного потока. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1974, № 5, с. 8-14.

10. Акимов В.Ф. Контроль и автоматизация сбора нефти. М.: Недра, 1971.224 с.

11. Рабинович С.Г. Погрешности измерений. Л.: Энергия, 1978. 261 с.

12. Катыс Г.П. Системы автоматического контроля полей скоростей и расходов. М.: Наука, 1965. 268 с.

13. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. М.: Машиностроение, 1975, 776 с.

14. Пановко Я.Г., Губанов И.И. Устойчивость и колебания упругих систем. М.: Наука, 1976. 240 с.

15. Ривкин И.Я. Вибрационные массовые расходомеры. ИКА, 1980, & 7-8 (29-30), с. 27.

16. А.с. 246I0I (СССР). Способ измерения массового расхода жидкостей и газов/О.П.Шишкин, И.Я.Ривкин, В.Н.Скугоров. Опубл. в Б.И., 1969, № 17.

17. Пат. 3080750 (США). ОзссМайпу mcctf f&^metet/UC. i/i&y.

18. Пат. 32I885I (США). Май f&vmefei /A. ipiti.

19. А.с. 57III9 (СССР). Способ измерения массового расхода жидкости/ О.П.Шишкин, И.Я.Ривкин. Опубл. в Б.И., 1978, № 29.

20. А.с. 243860 (СССР). Устройство для измерения массового расхода различных сред/О.П.Шишкин, И.Я.Ривкин. Опубл. в Б.И., 1969, № 20.

21. Шишкин О.П., Ривкин И.Я. и др. Вибрационный массовый расходомер. Машины и нефтяное оборудование, 1972, № I, с. 12-14.

22. А.с. 587764 (СССР). Массовый расходомер/И.Я.Ривкин, А.Л.Дон-дошанский, В.К.Сорокин и др. Опубл. в Б.И., 1978, № 31.

23. Пат. 4096745 (США). Ме1оо( and appaucxtuj Si mecuutinp /помnote, of! individual cofnpo/ienfc of t\*/o-/>A аде gcnftquid mec/its/n/J.Yfav-kin, ALtiondoihantky, \ZK$oiokin, O.P. ghu/ikln et

24. Пат. 1057530 (Канада). To же.

25. Пат. 1528232 (Великобритания). То же.28. ГОСТ 16263-70.

26. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Гидродинамики газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1969, с. 208.

27. Рабинович С.Г. По1решности измерения. Л.: Энергия, 1978. 261 с.

28. Бруевич Н.Г. Точность механизмов. М.-Л., Гостехиздат, 1946. 332 с.

29. Бруевич Н.Г., Сергеев В.И. Основы нелинейной теории точности и надежности устройств. М.: Наука, 1976. 136 с.

30. Браславский Д.А., Петров В.В. Точность измерительных устройств. М.: Машиностроение, 1976. 312 с.

31. Сорокин В.Г., Гарькуша О.И. Преобразователь напряжения в частоту с использованием однопереходного транзистора. В сб.: "Автоматизированные системы управления в нефтяной и газовой промышленности". Вып. 7. Киев, изд. Института Автоматики, 1975, с. 53-54.

32. Гутников B.C. Применение операционных усилителей в измерительной технике. Л.: Энергия, 1975. 117 с.

33. Дондошанский А.Л. Влияние электромагнитных полей рассеивания в первичном преобразователе вибрационного массового расходомера. Серия "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", ВНИИОНГ, 1982, № 12, с. 4-6.39. ГОСТ 12997-76.

34. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1977. 832 с.

35. Гоноровский И.С. Радиотехнические цепи и сигналы. М.: Советское радио, 1971. 671 с.

36. Сорокин Г.К. .Автоматические регулировки в радио приемниках. М.: Связьиздат, 1938. 167 с.

37. Сифоров В.И. О нестационарных явлениях в приемниках с автоматической регулировкой силы. ИЭСТ, 1935, № 7, с. 14-16.

38. Тартаковский Г.П. Динамика систем автоматической регулировки усиления. М.: Госэнергоиздат, 1957. 190 с.

39. OEivei В.М. Automtxtik Volume. Cont%o£ a* a feed get с/г,

40. РчоВЕет., Ptoceecfcnp IRE vo€ 36, Л/4, Ш8.

41. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического регулирования. М.: Наука, 1975. 767 с.

42. Попов Е.П. Динамика систем автоматического регулирования. М.: Гостехиздат. 1954. 798 с.

43. Бронштейн И.Н., Семиндяёв К.А. Справочник по математике. М.: Наука. 1964. 608 с.

44. Новицкий П.В. Электрические измерения не электрических величин. Л;: Энергия, 1975. 576 с.

45. Дондошанский А.Л. Оптимизация измерительной цепи вибрационного массового расходомера. Серия"Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности". ВНИИОНГ, 1983, № 1,с.З-5.