автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Методики и алгоритмы калибровки информационно-измерительной системы учета нефти и попутного нефтяного газа на основе моделей самоорганизации

На правах рукописи

ПЛЕСОВСКИХ Ксения Юрьевна

МЕТОДИКИ И АЛГОРИТМЫ КАЛИБРОВКИ ИНФОРМАЦИОННО-

ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ УЧЕТА НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ МОДЕЛЕЙ САМООРГАНИЗАЦИИ

Специальность 05.11.16 - Информационно-измерительные и управляющие системы (в приборостроении)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 МЛ? ЇШ

Арзамас - 2012

005013151

Работа выполнена в Арзамасском политехническом институте ФГБОУ ВПО Нижегородского государственного технического университета (Hl ТУ) им. P.E. Алексеева

Научный доктор технических наук, профессор

руководитель: Ямпурин Николай Петрович

Официальные доктор технических наук,

оппоненты: Мартынов Евгений Васильевич, профессор кафедры автоматики и управления ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева-КАИ»

кандидат технических наук,

Апьтшуллер Георгий Марксович, старщий научный сотрудник Научно-технического центра Нижегородского научно-исследовательского приборостроительного

института «Кварц»

Ведущая ОАО Арзамасское научно-производственное предприятие

организация: «Темп-Авиа», г. Арзамас

Защита состоится «10_»_апреля_2012 г. в 14:00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.079.06 при ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ» по адресу: г. Казань, ул. Л. Толстого, 15, ауд. 216.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ».

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим отправлять по адресу: 420111, г. Казань, ул. К. Маркса, 10, ученому секретарю диссертационного совета.

Электронный вариант автореферата размещен на сайте ВАК http://vak.ed.gov.ru/rii/dissertation/ и на сайте ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ» www.kai.ru.

Автореферат разослан «7» марта 2012 г. Ученый секретарь

диссертационного совета »О |/ Бердников A.B.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В нефтедобывающей промышленности важное значение имеет покомпонентный учет добываемой продукции, точность которого напрямую влияет на величину налоговой базы недропользователя. В частности, ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» установлены пределы допускаемой погрешности измерения массы сырой нефти по отдельной скважине не более 2,5%, объема нефтяного газа - не более 5%.

Как правило, продукт, выходящий из нефтяных скважин, состоит не только из нефти и газа, но и сопутствующей им воды, т.е. является трехкомпонентным, поэтому учет расхода добываемой смеси необходимо вести раздельно по каждому компоненту. Решение этой задачи осуществляется двумя путями.

Первый предусматривает разделение контролируемого потока на отдельные компоненты с помощью сепарационной установки с последующим прямым измерением каждого компонента в отдельности. Такой подход позволяет получать наиболее точные результаты измерения компонентов, но является весьма дорогим, длительным во времени процессом, требует установки на нефтяной скважине специального оборудования и потенциально небезопасен для экологии в силу возможной утечки нефти из сепарационных и измерительных установок.

Второй путь заключается в том, что поток нефтяной смеси беспрепятственно движется по трубе, а информационно-измерительная система (ИИС) напрямую измеряет определенные параметры потока (скорость, давление, температуру и т.д.), а затем из полученных данных косвенным путем уточняется функция преобразования, производится калибровка каналов ИИС и определяется покомпонентный расход нефтяной скважины. При этом получение данных о параметрах потока возможно в режиме реального времени, замеры контролируемых параметров могут осуществляться бесконтактным способом, сохраняя целостность трубопровода, что существенно снижает вероятность утечки нефтепродуктов. Стоимость ИИС при такой калибровке значительно ниже, чем стоимость сепарационных установок. Однако получение калибровочных зависимостей для определения покомпонентного расхода нефтеводогазового потока является сложной научно-технической задачей.

Существенный вклад в разработку методов и средств измерений параметров газожидкостного потока, методов калибровки измерительных приборов и систем учета внесли отечественные: В.П. Дробков, Г.С. Абрамов, A.B. Барычев, А.Ю. Новиков, В.Х. Ясовеев, Е.В. Мартынов, Г.М. Альтшуллер и др.; и зарубежные исследователи G. Wallis, М. Sadatomi и др.; а также отечественные и зарубежные компании: «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», ИПФ «Сибнефтеавтоматика», Hi 111 «ГКС», «ОЗНА»,

«Башнефть»; «Agar», «Schlunmberge», «Weatherford», «Roxar», «Petroleum Software Ltd», «Emerson».

Несмотря на активные исследования и разработки в этой области, в частности появления алгоритмов, основанных на нейронных сетях, на рынке до сих пор не представлена высокоточная и дешевая измерительная система, полностью удовлетворяющая запросы нефтяных компаний, а, следовательно, остается актуальной проблема дальнейшего совершенствования методик и алгоритмов калибровки ИИС для определения покомпонентного расхода нефти и газа на каждой добывающей скважине.

Объектом исследования является процесс калибровки информационно-измерительной системы учета нефти и попутного нефтяного газа на нефтедобывающей скважине.

Предметом исследования - способы, методики и алгоритмы расчета расхода компонентов нефтеводогазового потока на нефтедобывающей скважине, построенные на основе моделей самоорганизации.

Цель работы — повышение точности учета нефти и попутного газа на нефтяных скважинах без разделения добываемой нефтеводогазовой смеси на отдельные компоненты.

Научная задача исследования - разработка методик и алгоритмов повышения точности калибровки информационно-измерительной системы покомпонентного учета расхода нефтеводогазового потока на нефтяной скважине.

Поставленная задача научного исследования решается в следующих направлениях:

1. Разработка методики и алгоритма определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при калибровке ИИС.

2. Разработка методики и алгоритма идентификации режимов течения нефтеводогазового потока (пузырькового, снарядного, кольцевого, дисперсного и т.д.).

3. Разработка методики и алгоритма выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.

4. Проведение численного и натурного эксперимента определения расхода компонентов нефтеводогазового потока, подтверждающих эффективность разработанных алгоритмов.

Научная новизна

• Разработаны методика и алгоритм построения моделей определения

расхода компонентов нефтеводогазовой смеси на основе метода группового учета аргументов и моделей самоорганизации.

• Разработаны методика и алгоритм идентификации режимов течения

нефтеводогазового потока при калибровке ИИС

• Разработаны методика и алгоритм повышения точности калибровки ИИС

за счет уменьшения погрешности, обусловленной неправильным выбором математической модели двухфазной трехкомпонентной среды контролируемого продукта.

Практическая ценность работы

Использование разработанных методик и алгоритмов при калибровке ИИС позволяет:

• определять расход отдельных компонентов нефтеводогазового потока в режиме реального времени;

• повысить точность измерения добываемой нефти и попутного нефтяного газа, что весьма важно для экономики нефтедобывающих компаний.

Разработано программное обеспечение «КалибрИС» (свидетельство о регистрации программ для ЭВМ №2010614511), предназначенное для получения калибровочных зависимостей при определении покомпонентного расхода нефтеводогазового потока. Методы исследования

При выполнении работы использовались методы теории погрешностей ИИС, методы метрологического обеспечения определения расхода нефтеводогазового потока, методы главных компонент, группового учета аргументов, кластерный анализ параметров нефтеводогазового потока. На защиту выносятся:

1. Методика и алгоритм определения расхода компонентов нефтеводогазового потока и их использование при калибровке ИИС для учета нефти и попутного газа на нефтедобывающей скважине.

2. Методика и алгоритм идентификации режимов течения нефтеводогазового потока.

3. Методика и алгоритм выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.

4. Экспериментальное подтверждение эффективности определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при использовании разработанных методик и алгоритмов.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной научно-технической конференции «Информационные системы и технологии ИСТ — 2008» (г. Н. Новгород, 2008 г.), VII международной молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки» (г. Н. Новгород, 2008 г.), 63 научной сессии, посвященной Дню радио (г. Москва, 2008 г.), 18-й Всероссийской конференции с международным участием «Неразрушающий контроль и техническая диагностика» (г. Н. Новгород, 2008 г.), V межрегиональной научно-практической конференции «Современные информационные и телекоммуникационные технологии в образовании, науке и технике» (г. Арзамас, 2008 г.), межвузовской конференции молодых ученых «Наука молодых» (г. Арзамас, 2008 г.), Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых «Инновации и актуальные проблемы техники и технологий» (г. Саратов, 2009 г.), IX Международной молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки» (г. Н. Новгород, 2010 г.), VIII Всероссийской научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Информационные технологии,

системный анализ и управление» (г. Таганрог, 2010 г.), «Информационные системы и технологии ИСТ - 2011» (г. Н. Новгород, 2011 г.). Реализация результатов исследования. Результаты работы внедрены:

- в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» при выполнении хоздоговорных НИР по ИИС «Ультрафлоу»;

- в ООО «Сигнал» при разработке программного обеспечения «КалибрИС»; использованы:

- в учебном процессе Арзамасского политехнического института НГТУ в рамках дисциплины «Методология синтеза новых конструкторско-технологических решений РЭС».

- при выполнении НИР по программам «УМНИК» и «Старт» Фонда содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере, «Старт-НН» правительства Нижегородской области.

Степень достоверности и обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации. Достоверность результатов работы подтверждается использованием известных положений фундаментальных наук, корректностью разработанных математических моделей, хорошей согласованностью полученных теоретических результатов с результатами эксперимента, а также с результатами исследований других авторов.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 2 научные статьи в изданиях, рекомендованных ВАК, 4 статьи в других изданиях, 12 материалов и тезисов конференций, получено свидетельство о регистрации программы для ЭВМ, поданы 4 заявки на изобретения, из них на 1 получено положительное решение о выдаче патента.

Структура и объем работы. Диссертация общим объемом 138 стр. содержит: 4 главы, введение, заключение, список литературы из 103 наименований, 1 приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и научная задача исследования, приведены методы исследований, раскрывается научная новизна и практическая ценность полученных результатов, определяются положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ состояния метрологического и информационного обеспечения процессов калибровки информационно-измерительных систем учета нефти и попутного нефтяного газа, методов и алгоритмов определения расхода компонентов нефтеводогазового потока. Сформулированы цель и задачи диссертационного исследования, направления их решения.

Показано, что при определении расхода многокомпонентных нефтеводогазовых смесей возможны две схемы реализации расходомерных устройств:

1. Сепарационные измерители, обладающие свойством усреднения пульсаций на каком-либо интервале, зависящем от объема сепаратора и дебита скважины.

2. Бессепарационные измерители мгновенных значений расхода с интегрированием и усреднением за интервал интегрирования расходных параметров потока.

Показано, что для российских месторождений использование сепарационных измерителей целесообразно на «втором» уровне измерений: в бригадных или промысловых системах учета нефти.

Отмечено, что как альтернатива сепарационному методу в последние годы как у нас в стране, так и за рубежом, интенсивно развивается расходометрия многокомпонентных потоков в реальном масштабе времени. Методы, используемые при построении бессепарационных многофазных расходомеров, основаны на сочетании трубы Вентури или приборов на основе диафрагм и емкостных измерительных устройств, механических счетчиков, гамма-излучения и др. Для зарубежных устройств характерна их высокая стоимость - от 60 до 250 тыс. долл. США. Из отечественных можно отметить расходомеры «ПОТОК», но они также не измеряют покомпонентный расход жидкости. Отдельный класс бессепарационных многофазных расходомеров составляют ультразвуковые расходомеры, основанные на использовании доплеровского смещения частоты ультразвуковых колебаний, обусловленного неоднородностями потока и взвесями.

К общему недостатку многокомпонентных расходомеров отечественного производства можно отнести погрешность измерения, превышающую погрешность импортных аналогов. Отмечается, что снижение погрешности при сохранении низкой стоимости устройства, можно обеспечить за счет применения эффективных методик и алгоритмов расчета расхода компонентов по показаниям нескольких датчиков с последующей обработкой с помощью программного обеспечения, установленного в ИИС.

Отмечается, что многофазный поток алгоритмически можно идентифицировать различными пространственными распределениями движущихся внутри трубопровода фаз, составляющих поток, структурой или режимом движения потока. Структура потока - функция не только количественных соотношений отдельных его составляющих, но и других факторов, таких как ориентация в пространстве трубы, скорости различных фаз потока и др. Так как температура и давление могут меняться на различных участках трубопровода вдоль движения потока между месторождением и точками переработки и сбыта газа и жидкости, то отмечено, что один и тот же компонент нефтеводогазового потока может существовать на таких участках в виде только пара, только жидкости или как смесь обеих составляющих.

Бессепарационный косвенный метод определения расхода компонентов требует получения эмпирических моделей многофазного потока, с использованием методов регрессионного анализа, теории нейронных сетей и

др. Несмотря на многообразие используемых методов и подходов к расчету расхода многофазного потока по-прежнему не для всех ИИС решена задача достижения необходимой точности расчета регламентируемой ГОСТ Р 8.615 -2005.

Предложено осуществлять повышение точности определения компонентов нефтеводогазового потока за счет калибровки ИИС учета нефти и попутного газа.

Нахождение расхода отдельного компонента потока сведено к определению функции преобразования измеренных параметров X в расход отдельного компонента нефтеводогазового потока у=АХ, где А - матрица коэффициентов ао, а/, ...,ат, которая определяется на этапе калибровки измерительной системы.

Установлено, что для учета сложности взаимосвязей между измеряемыми параметрами и выбора вида функции преобразования целесообразно применять модели самоорганизации и метод группового учета аргументов.

Во второй главе представлена методика определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при калибровке ИИС, рассмотрены характеристики двухфазного трехкомпонентного потока нефтеводогазовой смеси, исследованы факторы, влияющие на точность определения дебита жидкости, нефти и газа, раскрываются разработанные методики.

Предложено для определения расхода многокомпонентной смеси использовать модели изменения расхода жидкости, полученные при калибровке ИИС. Для этого необходимо получить функции вида

у(х„х2,...,хр) = Е(У|Х1 =х„Х2 =х„...,Хр =хр) (1)

(где Х1,Х2,...,ХР - признаки, влияющие на расход компонента газожидкостного потока, измеряемые датчиками ИИС; х1,х2,...,хр -мгновенные показания датчиков ИИС; у(хьх2,...,хр) - мгновенное значение расхода компонента газожидкостного потока, определяющей зависимость между входными параметрами Х,,Х2,...,ХГ выходным параметром У и коэффициентами функции преобразования ао, аь ...,ат.

Для получения функции преобразования на калибровочном стенде последовательно путем прямых измерений устанавливаются значения выходного параметра У из всего диапазона его допустимых значений, а значения входных параметров Х;,Х2,...,Хр, соответствующих конкретному значению расхода компонента газожидкостного потока у, определяются по показаниям датчиков информационно-измерительной системы.

Далее предложено формировать матрицу входных данных X (Х1,Х2,...,ХР), в которой каждому признаку X/ соответствует столбец данных Хц,Хц, ...,хт, где п — количество измерений, произведенных измерительной системой для различных значений у(хих2,...,хр), и вектор выходных данных У, содержащий значения расхода одного из компонентов

У1(Х1,Х2,...,ХР),У2(Х,,Х21...,ХР),...,УП(Х1,Х2,...,ХР) по всему диапазону допустимых значений.

При определении расхода компонентов нефтеводогазового потока первым определяется расход жидкости, затем оценивается газонасыщенность нефтеводогазовой смеси и определяется расход газа. Далее определяется расход воды и вычисляется расход нефти как разность между расходом жидкости и расходом воды.

Модели расхода жидкости, газонасыщенности и воды поочередно строят на основе моделей самоорганизации, но вначале проводят предобработку данных в три этапа.

Этап 1. В исходном массиве определяются имеющиеся режимы течения потока, данные делятся на кластеры, каждый из которых соответствует своему режиму потока. Метод реализуется следующим образом.

При обработке экспериментальных данных Х/,ХЙ...,Х/, вначале их нормируют по формуле:

Х~ = (Х,-Х,5)/о> (2)

где X¡ - нормированное значение элемента столбца; XiS - среднее значение столбца; X, — абсолютное значение элементов столбца; -среднеквадратическое значение элементов столбца.

Нормированные данные ХрХ2,...Хп заносятся в матрицу X.Затем

вычисляется матрица ковариации S, состоящая из попарных ковариаций элементов столбцов матрицы X, по формуле:

s=cov(7) = м(х)м(хт), (3)

где х - транспонированная матрица X, М{Х), М(хт) -математическое ожидание соответствующих матриц.

Далее находятся собственные вектора V¡ и собственные числа Д, матрицы ковариаций S, которые позволяют оценить размеры дисперсии и форму ее распределения в данных. В среде MATLAB функция eig нахождения собственных векторов и собственных значений записывается следующим образом:

= (4)

где V - матрица собственных векторов V¡, D - матрица, на главной диагонали которой располагаются собственные числа

Главные компоненты определяются собственными векторами матрицы S, которые соответствуют наибольшим собственным числам ковариационной матрицы нормированных исходных данных S.

Если накопленная сумма первых двух собственных чисел матрицы S составляет 80-85 % и более, то ограничиваются отбором только первых двух главных компонент.

Z,=£-V„.

Z2=X-V^, (5)

где Ъ\ и Ъ2 -соответственно первая и вторая главные компоненты; У„ и Уп-] — соответственно последний и предпоследний столбцы матрицы собственных векторов V.

Показано, что удобно представлять в виде графика зависимости первой и второй главных компонент от количества экспериментальных точек. При этом вначале приводится массив экспериментальных точек, у которых вторая главная компонента больше первой главной компоненты. Далее следует массив экспериментальных точек, у которых первая главная компонента больше второй главной компоненты. Выделенные массивы точек разделяются точкой пересечения кривых первой и второй главных компонент. По пересечению кривых первых двух главных компонент делают вывод о смене одного режима течения потока на другой.

Этап 2. Для каждого режима течения потока производится предобработка данных: фильтрация значений, полученных с недопустимой погрешностью и приведение числа обусловленности сопс! массива значений каждого режима к единице.

Методика выявления данных с недопустимой погрешностью реализуется следующим образом: после нахождения главных компонент (5) строится график зависимости первой главной компоненты от второй. Если кривая на графике не имеет ярко выраженных отклонений (рис. 1 а), можно считать, что данные не содержат аномальных значений. Точка, содержащая аномальные значения, на графике будет существенно изменять вид кривой (рис. 1 б).

Рис. 1 а) б)

Этап 3. Задача получения устойчивого регрессионного описания решается путем приведения к единице числа обусловленности сопс! матрицы исходных данных и реализуется следующим образом.

Проводится нормировка данных по формуле (2). Для нормированной матрицы X вычисляется матрица ковариации 5 по формуле (3)., состоящая

из попарных ковариаций элементов столбцов матрицы X. Находятся собственные вектора и собственные числа матрицы ковариаций Я по формуле (4), которые позволяют оценить размеры дисперсии и закон ее распределения в данных.

Главные компоненты рассчитывают по формулам:

В результате формируется матрица, состоящая из всех главных компонент, расположенных в порядке нумерации. Дисперсия в отдельных столбцах такой матрицы уменьшается с увеличением номера столбца.

Далее вновь проводится нормировка матрицы по указанной выше формуле (2), и в результате получается матрица, состоящая из ортогональных векторов, с числом обусловленности сопс1 равным единице.

После преобразования данных переходят к построению модели расхода жидкости.

В работах А.Г. Ивахненко показано, что при построении моделей самоорганизации требуется соблюдение критерия регулярности. Для этого производится разделение таблицы наблюдений на выборки - обучающую А и проверочную В, что необходимо для выбора оптимальной структуры модели по внешнему критерию. Предварительно все переменные необходимо нормировать. Выборка А используется для определения оценок коэффициентов, выборка В — для выбора структуры модели оптимальной сложности.

1. По обучающей выборке А находится регрессионное описание для обеих групп данных, для каждого из которых определяются свободный член и коэффициенты при переменных.

2. На основе моделей самоорганизации, включающих в себя линейную, квадратичную, полиномиальную и логарифмическую зависимости как между всеми, так и между отдельными переменными, формируются модели расхода компонентов смеси и определяются их коэффициенты. Модель расхода в соответствии с методикой А.Г. Ивахненко, можно заменить несколькими рядами частных описаний в соответствии с принципом селекции.

Первый ряд селекции будет иметь вид

У1 =£'(х1,хз).....у3 =Г(хп_1,хп),з = С^. ^

Второй ряд селекции:

Ч ~ ^ (У1 > У 2)> г2 (8)

3. После построения каждого ряда селекции на основе обучающей выборки А по проверочным точкам В находятся среднеквадратичные отклонения (СКО) расчетных значений от эталонных значений расхода компонента газожидкостного потока по формуле:

^У ггу -у л/у у

/ i \\ зксп I расч I / эхгл I /

-!-^--(9)

где Узксп - вектор значений расхода в проверочной выборке В\ \расч •

вектор значений расхода, полученный при подстановке входных данных Х/,Хг,...,Хр проверочной выборки В в регрессионные уравнения данного ряда селекции. Для передачи на следующий ряд селекции выбираются три модели, для которых СКО является минимальным. Результатами расчетов У по выбранным моделям в обучающей выборке данных А заменяются столбцы Хи Х2, Х3.

4. В качестве оптимальной выбирается модель наименьшей сложности, при которой СКО данных проверочной последовательности достигнет своего минимального значения (рис 2 - этап 3).

5. После того, как получена модель расхода жидкости, находятся модели коэффициента газонасыщенности а и расхода воды путем выполнения пп.1-4.

6. После построения модели газонасыщенности, расход газа можно рассчитать по формуле:

0 _а*<2х, (10)

г (1-а)

где я - коэффициент газонасыщенности, ()ж - расход жидкости.

7. Расход нефти находится как разность между расходом жидкости и расходом воды:

0,=Ож-&- (И)

При проведении измерений на нефтяной скважине данные, с высокой точностью полученные на экспериментальной установке, могут существенно выделяться из общей картины так же, как и данные, подлежащие отсеву, если не принять во внимание физико-химические особенности нефтеводогазового потока.

Для моделирования нефтеводогазового потока в проливной установке при калибровке измерительных систем вместо нефти и газа используются масло и воздух, которые позволяют достаточно точно воспроизвести гидродинамические особенности многокомпонентного потока, но не учитывают его физико-химические особенности. Поэтому измерительная

Начало

Массив исходных данных

Разделение на режимы

Для каждого режима

Т

система, откалиброванная с высокой точностью на проливной установке, может иметь большую погрешность в реальных условиях при работе на нефтяной скважине.

Предложен способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, при реализации которого учитывались бы свойства нефти, воды и нефтяного газа. Способ реализуется следующим образом. Проводят гидродинамические

исследования нефтяной скважины на трех-пяти режимах стационарной фильтрации. На каждом установившемся режиме фильтрации измеряют забойное давление и дебит нефтяной скважины.

Математическую модель

движения двухфазного

трехкомпонентного потока в виде моделей самоорганизации

предложено синтезировать на основе данных калибровки многофазного расходомера, проведенной в заводских условиях, данные калибровки в промысловых условиях, во время проведения гидродинамических исследований нефтяной скважины, использовать в качестве проверочных данных.

Полученную математическую модель предложено использовать для расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины. При этом в качестве входных показателей используют показания датчиков многофазного расходомера.

В третьей главе разработаны алгоритмы для численной реализации методик, предложенных во второй главе, и приведены примеры их использования.

Предложен алгоритм расчета покомпонентного расхода

нефтеводогазовой смеси (рис. 3):

Выявление аномальных данных

1

Приведение к СОП(1=1

і

Построение моделей расчета

г

Вид моделей и их коэф-нты

Рис. 3

1. Для работы выбирается массив данных, полученных на проливной установке ОАО «АПЗ».

2. Производится разделение исходных данных на отдельные режимы течения нефтеводогазового потока. Для каждого режима последовательно выполняются пункты 3-5.

3. Производится проверка и фильтрация аномальных данных.

4. Число обусловленности сопс1 матрицы данных X приводится к единице.

5. Формируются модели газонасыщенности, расхода жидкости, воды и определяются их

4 Гидраканал

Дагчиктемпературы / Датчикдавления Блок питания,

вычисления и индикащш

Преобразователи

р^.--- обводненности

Преобразователи газосодержания

Т~1|

1|' I \ Кабельный распределитель

коэффициенты.

В четвертой главе приведено описание процесса калибровки ИИС «Ультрафлоу» (схема представлена на рис. 4.) с применением описанных выше

методик и алгоритмов, проведен эксперимент по определению

расхода компонентов и приведены модели, по которым осуществлялся расчет.

Эксперименталь ные данные получены на проливной установке с помощью системы «Ультрафлоу» и

однофазных эталонных расходомеров, измеряющих каждый компонент в отдельности. При калибровке ИИС «Ультрафлоу» данные были разделены на два режима, и для каждого были построены калибровочные модели изменения расхода жидкости, газонасыщенности и обводненности. Для проверки корректности полученных моделей изменения расхода компонентов потока определен расход компонентов нефтеводогазовой смеси для экспериментальных данных, не участвовавших в построении калибровочных моделей.

Определение расхода осуществлялось посредством программного обеспечения «КалибрИС», реализованного на языке с1-1", на основе разработанных алгоритмов. Основным требованием к программному обеспечению являлась точность расчета расхода компонентов нефтеводогазового потока.

В таблицах 1-3 представлены результаты расчета расхода жидкости, нефти и газа по полученным моделям и по экспериментальным данным, не участвовавшим в процессе построения моделей.

Таблица 1

№ Расход жидкости, полученный на проливной установке эталонным расходомером (эксперимент), м3/сут Оценочное значение расхода жидкости, полученное с помощью модели (расчет), м3/сут Относительная приведенная погрешность, %

1 300,50 299,36 0,28

2 100,56 99,45 0,28

3 200,50 201,98 -0,37

4 200,27 199,15 0,28

5 250,00 251,18 -0,30

6 300,96 302,19 -0,31

7 300,42 298,71 0,43

8 300,25 303,31 -0,77

9 250,34 251,34 -0,25

10 301,40 303,42 -0,51

Таблица 2

№ Расход газа, полученный на проливной установке эталонным расходомером (эксперимент), м3/сут Оценочное значение расхода газа, полученное с помощью модели (расчет), м3/сут Относительная приведенная погрешность, %

1 599,5 602,50 -0,30

2 299,3 300,68 -0,14

3 399,7 394,26 0,54

4 99,7 100,48 -0,08

5 600,1 581,62 1,85

6 99,7 100,33 -0,06

7 800,8 797,36 0,34

8 1004,9 1028,52 -2,36

9 602,2 605,39 -0,32

10 800,0 797,36 0,26

Таблица 3.

№ Расход нефти, полученный на проливной установке эталонным расходомером (эксперимент), м3/сут Оценочное значение расхода нефти, полученное с помощью модели (расчет), м3/сут Относительная приведенная погрешность, %

1 270,51 266,79 0,93

2 270,58 273,39 -0,70

3 360,00 355,32 1Д7

4 210,28 214,02 -0,94

5 225,00 220,07 1,23

6 140,47 144,82 -1,09

7 70,64 68,65 0,50

8 240,12 242,31 -0,55

9 270,00 264,30 1,43

10 225,20 221,33 0,97

Как видно из таблиц 1-3 погрешность расчета расхода жидкости, нефти и газа не превышает 1,43% для жидкости и нефти и 2,36% для газа, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

По результатам сравнительного анализа расчета расхода жидкости, нефти и газа и экспериментальных данных можно сделать вывод об адекватности разработанных моделей.

В заключении сформулированы основные результаты исследований.

1. Показано, что для определения покомпонентного расхода перспективными являются информационно-измерительные системы, не требующие разделения добываемого нефтеводогазового потока на отдельные компоненты, но в таких системах необходимо решать задачу повышения точности определения компонентов.

2. Установлено, что на устойчивое регрессионное описание расхода компонентов нефтеводогазового потока оказывают существенной влияние четыре фактора: тип режима течения потока; число обусловленности сопс! матрицы исходных данных; наличие в экспериментальных данных значений, вносящих искажения при построении модели, учет физико-химических свойств нефтеводогазового потока.

3. В целях обоснования необходимой точности ИИС контролируемые параметры потока предлагается подвергать предварительной обработке: разделению на режимы течения потока, устранению аномальных значений

параметров и приведению числа обусловленности матрицы первичных исходных данных к единице.

4. Предложены методика и алгоритм построения моделей расхода компонентов многокомпонентной смеси на основе метода группового учета аргументов и моделей самоорганизации.

Предложены методика и алгоритм различения режимов течения нефтеводогазового потока при калибровке информационно-измерительной системы.

Предложены методика и алгоритм повышения точности, позволяющие исключить погрешности, обусловленные неправильным выбором математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды.

5. Получены калибровочные модели для измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока, с погрешностью измерения массы нефти и объема попутного нефтяного газа, удовлетворяющей ГОСТ Р 8.615-2005.

6. Проведены численный и натурный эксперименты определения расхода компонентов нефтеводогазового потока на основе разработанных алгоритмов. Результаты экспериментальных исследований подтвердили адекватность разработанных моделей, методик и алгоритмов определения расхода компонентов потока.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах. Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Плесовских К.Ю. Исследование факторов, влияющих на точность определения дебита жидкости, нефти и газа [текст] /К.Ю. Плесовских // «Вестник Самарского государственного технического университета», №7, 2011.-С. 54-57.

2. Плесовских К.Ю. Методы повышения точности определения расхода компонентов газожидкостного потока при обработке многомерных данных [текст] /К.Ю. Плесовских // «Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева», №4,2011. -С. 82-87.

В других изданиях:

3. Свидетельство № 2010614511 Российская Федерация. Программное обеспечение «КалибрИС»: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ / Плесовских К.Ю., Качалов O.E., Ямпурин Н.П., Туков Е.А, Чиклунов A.B.; заявитель и правообладатель ООО «Сигнал». -№ 2010612975; заявл. 28.05.2010; зарегисгр. 09.07.2010. - [1] с.

4. Плесовских К.Ю. Применение метода главных компонент при вьивлении аномальных наблюдений в многомерных данных [текст] /К.Ю. Плесовских, Качалов O.E. //Прогрессивные технологии в Машино- и приборостроении. Межвузовский сборник статей по материалам Всеросийской научно-технической конференции. - Нижний Новгород -Арзамас: НГТУ-АПИ НГГУ, 2007. - С. 465-469.

5. Плесовских К.Ю. Расчет покомпонентного расхода нефтеводогазового потока [текст] /К.Ю. Плесовских // Будущее технической науки: тез. докл. IX Междунар. молодеж. научно-техн. конф.; НГТУ им. P.E. Алексеева. - Нижний Новгород, 2010. -С. 431.

6. Плесовских К.Ю. Методика обработки эксплуатационных данных газовой скважины [текст] /К.Ю. Плесовских, О.Б. Качалов // Материалы международной научно-технической конференции «Информационные системы и технологии ИСТ - 2008». - Н.Новгород, 2008.- С. 138-139.

7. Плесовских К.Ю. Обработка многомерного сигнала на основе метода главных компонент [текст] /К.Ю. Плесовских, И.А. Второва, О.Б. Качалов // Труды Нижегородского государственного технического университета им. P.E. Алексеева / НГТУ им. P.E. Алексеева. - Н.Новгород, 2010. №3(82). - С. 21-26.

8. Плесовских К.Ю. Расчет покомпонентного расхода нефтеводогазового потока при малом числе обусловленности [электронное издание]/ К.Ю. Плесовских, О.Б. Качалов // Информационные системы и технологии ИСТ 2011 // Материалы VII международной научно-технической конференции, Н.Новгород, НГТУ, 2011 г. - С. 228-229.

9. Плесовских К.Ю. Методика обработки экспериментальных данных на основе моделей самоорганизации [текст] /К.Ю. Плесовских, О.Б. Качалов, Н.П. Ямпурин // Материалы 63 научной сессии, посвященной Дню радио. -М., 2008.-С. 194-195.

10. Плесовских К.Ю., Сегментация сигнала на основе метода главных компонент [текст] /К.Ю. Плесовских, Е.А. Кудрявцева // Информационные технологии, системный анализ и управление //Сборник трудов VIII всероссийской научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. - Таганрог, 2010. -422с. - С.43-45

11. Плесовских К.Ю., Расчет расхода трехкомпонентной среды при калибровке многофазного расходомера [текст] /К.Ю. Плесовских, М.Н. Письмаров // Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всерос. науч.-практ. Конф. Молодых ученых: в 2 т. Т1./ Под ред. A.A. Большакова. Саратов: Сарат. Гос.техн. ун-т, 2009. - С. 110-112.

12. Плесовских К.Ю., Качалов О.Б., Гребенников В.Т., Кудрявцева Е.А., Сахаров A.B. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин, заявка на изобретение № 2010119190. Решение о выдаче патента РФ на изобретение от 26.10.2011.

Плесовских Ксения Юрьевна Методики и алгоритмы калибровки информационно-измерительной системы учета нефти и попутного газа на основе моделей самоорганизации Автореферат

Лицензия ИД №04436 от 03.04.2001. Подписано в печать 27.02.12 Формат 60x84/16. Усл. печ. листов: 1 п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 17 Издатель: ФГБОУ ВПО «Арзамасский государственный педагогический институт

имени АП.Гайдара» 607220, г.Арзамас, Нижегородской обл., ул. К.Маркса, 36

61 12-5/3227

Арзамасский политехнический институт филиал Нижегородского государственного технического университета имени P.E. Алексеева

На правах рукописи

Плесоескш Ксения Юрьевна

МЕТОДИКИ И АЛГОРИТМЫ КАЛИБРОВКИ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ УЧЕТА НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ МОДЕЛЕЙ САМООРГАНИЗАЦИИ

Специальность 05.11.16 - Информационно-измерительные и управляющие

системы (в приборостроении)

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Ямпурин Н.П.

Арзамас -2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................5

ГЛАВА 1 ЗАДАЧА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЦЕССОВ КАЛИБРОВКИ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ УЧЕТА НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА...................................................................15

1.1. Обзор построения существующих систем учета нефти и попутного нефтяного газа.......................................................................................................15

1.2 Современное состояние методов и алгоритмов определения расхода компонентов нефтеводогазового потока............................................................30

1.3 Методы определения расхода компонентов нефтеводогазового потока......................................................................................................................34

1.3.1. Метод главных компонент..................................................................34

1.3.2. Метод группового учета аргументов и модели самоорганизации ..39

1.4 Выводы и постановка научной задачи..........................................................46

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕВОДОГАЗОВОГО ПОТОКА ПРИ КАЛИБРОВКЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ..................................48

2.1 Анализ факторов, влияющих на точность определения расхода жидкости, нефти и газа в нефтеводогазовом потоке............................................................48

2.2. Разработка методики идентификации режимов течения нефтеводогазового потока....................................................................................54

2.3. Разработка методики выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.....................................................56

2.4. Разработка методики синтеза устойчивой модели при малом числе обусловленности....................................................................................................60

2.5. Разработка методики и алгоритма определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при калибровке ИИС..............................................63

2.6 Выводы к главе 2.............................................................................................68

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕВОДОГАЗОВОГО ПОТОКА ПРИ КАЛИБРОВКЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ..................................69

3.1. Алгоритмы и результаты их использования и их программная реализация..............................................................................................................69

3.2. Разработка алгоритма идентификации режимов течения нефтеводогазового потока....................................................................................71

3.3. Разработка алгоритма выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.....................................................76

3.4. Разработка алгоритма синтеза устойчивой модели при малом числе обусловленности....................................................................................................79

3.5. Разработка алгоритма определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при калибровке ИИС..............................................84

3.5.1. Алгоритм расчета компонентов нефтеводогазового потока на основе моделей самоорганизации.................................................................84

3.5.2 Построение модели расхода жидкости...............................................87

3.5.3 Построение модели газонасыщенности..............................................89

3.5.4. Построение модели расхода воды......................................................91

3.5.5. Пример расчета расхода газа и расхода нефти по полученным моделям............................................................................................................93

3.6. Выводы к главе 3............................................................................................94

ГЛАВА 4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА НЕФТЕВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ..............................................................................................................96

4.1. Описание экспериментальной установки «Ультрафлоу»..........................96

4.2. Построение калибровочных моделей изменения параметров нефтеводогазовой смеси для информационно-измерительной системы «Ультрафлоу»......................................................................................................100

4.3. Результаты экспериментов и их анализ.....................................................112

4.4. Выводы к главе 4..........................................................................................115

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................................117

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...................................................................................119

ПРИЛОЖЕНИЕ...................................................................................................129

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

В нефтедобывающей промышленности важное значение имеет покомпонентный учет добываемой продукции, точность которого напрямую влияет на величину налоговой базы недропользователя. В частности, ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» установлены пределы допускаемой погрешности измерения массы сырой нефти по отдельной скважине не более 2,5%, объема нефтяного газа - не более 5%.

Как правило, продукт, выходящий из нефтяных скважин, состоит не только из нефти и газа, но и сопутствующей им воды, т.е. является трехкомпонентным, поэтому учет расхода добываемой смеси необходимо вести раздельно по каждому компоненту. Решение этой задачи осуществляется двумя путями.

Первый предусматривает разделение контролируемого потока на отдельные компоненты с помощью сепарационной установки с последующим прямым измерением каждого компонента в отдельности. Такой подход позволяет получать наиболее точные результаты измерения компонентов, но является весьма дорогим, длительным во времени процессом, требует установки на нефтяной скважине специального оборудования и потенциально небезопасен для экологии в силу возможной утечки нефти из сепарационных и измерительных установок.

Второй путь заключается в том, что поток нефтяной смеси беспрепятственно движется по трубе, а информационно-измерительная система (ИИС) напрямую измеряет определенные параметры потока (скорость, давление, температуру и т.д.), а затем из полученных данных косвенным путем уточняется функция преобразования, производится калибровка каналов ИИС и определяется покомпонентный расход нефтяной скважины. При этом получение данных о параметрах потока возможно в

режиме реального времени, замеры контролируемых параметров могут осуществляться бесконтактным способом, сохраняя целостность трубопровода, что существенно снижает вероятность утечки нефтепродуктов. Стоимость ИИС при такой калибровке значительно ниже, чем стоимость сепарационных установок. Однако получение калибровочных зависимостей для определения покомпонентного расхода нефтеводогазового потока является сложной научно-технической задачей.

Существенный вклад в разработку методов и средств измерений параметров нефтеводогазового потока, методов калибровки измерительных приборов и систем учета внесли отечественные: В.П. Дробков, Г.С. Абрамов, A.B. Барычев, А.Ю. Новиков, В.Х. Ясовеев, Е.В. Мартынов, Г.М. Альтшуллер и др.; и зарубежные исследователи G. Wallis, М. Sadatomi и др.; а также отечественные и зарубежные компании: «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», ИПФ «Сибнефтеавтоматика», НЛП «ГКС», «ОЗНА», «Башнефть»; «Agar», «Schlunmberge», «Weatherford», «Roxar», «Petroleum Software Ltd», «Emerson».

Несмотря на активные исследования и разработки в этой области, в частности появления алгоритмов, основанных на нейронных сетях, на рынке до сих пор не представлена высокоточная и дешевая измерительная система, полностью удовлетворяющая запросы нефтяных компаний, а, следовательно, остается актуальной проблема дальнейшего совершенствования методик и алгоритмов калибровки ИИС для определения покомпонентного расхода нефти и газа на каждой добывающей скважине.

Объектом исследования является процесс калибровки информационно-измерительной системы учета нефти и попутного нефтяного газа на нефтедобывающей скважине.

Предметом исследования - способы, методики и алгоритмы расчета расхода компонентов нефтеводогазового потока на нефтедобывающей скважине, построенные на основе моделей самоорганизации.

Цель работы - повышение точности учета нефти и попутного газа на нефтяных скважинах без разделения добываемой нефтеводогазовой смеси на отдельные компоненты.

Научная задача исследования - разработка методик и алгоритмов повышения точности калибровки информационно-измерительной системы покомпонентного учета расхода нефтеводогазового потока на нефтяной скважине.

Поставленная задача научного исследования решается в следующих направлениях:

1. Разработка методики и алгоритма определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при калибровке ИИС.

2. Разработка методики и алгоритма идентификации режимов течения нефтеводогазового потока (пузырькового, снарядного, кольцевого, дисперсного и т.д.).

3.Разработка методики и алгоритма выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.

4. Проведение численного и натурного эксперимента определения расхода компонентов нефтеводогазового потока, подтверждающих эффективность разработанных алгоритмов.

Научная новизна

a. Разработаны методика и алгоритм построения моделей определения

расхода компонентов нефтеводогазовой смеси на основе метода группового учета аргументов и моделей самоорганизации.

b. Разработаны методика и алгоритм идентификации режимов течения

нефтеводогазового потока при калибровке ИИС

c. Разработаны методика и алгоритм повышения точности калибровки ИИС

за счет уменьшения погрешности, обусловленной неправильным выбором математической модели двухфазной трехкомпонентной среды контролируемого продукта.

Практическая ценность работы

Использование разработанных методик и алгоритмов при калибровке ИИС позволяет:

• определять расход отдельных компонентов нефтеводогазового потока в режиме реального времени;

• повысить точность измерения добываемой нефти и попутного нефтяного газа, что весьма важно для экономики нефтедобывающих компаний.

Разработано программное обеспечение «КалибрИС» (свидетельство о регистрации программ для ЭВМ №2010614511), предназначенное для получения калибровочных зависимостей при определении покомпонентного расхода нефтеводогазового потока. Методы исследования

При выполнении работы использовались методы теории погрешностей ИИС, методы метрологического обеспечения определения расхода нефтеводогазового потока, методы главных компонент, группового учета аргументов, кластерный анализ параметров нефтеводогазового потока. На защиту выносятся:

1. Методика и алгоритм определения расхода компонентов нефтеводогазового потока и их использование при калибровке ИИС для учета нефти и попутного газа на нефтедобывающей скважине.

2. Методика и алгоритм идентификации режимов течения нефтеводогазового потока.

3.Методика и алгоритм выявления результатов измерений с недопустимой погрешностью в многомерном пространстве.

4. Экспериментальное подтверждение эффективности определения расхода компонентов нефтеводогазового потока при использовании разработанных методик и алгоритмов.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной научно-технической конференции «Информационные системы и технологии ИСТ - 2008» (г. Н.

Новгород, 2008 г.), VII международной молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки» (г. Н. Новгород, 2008 г.), 63 научной сессии, посвященной Дню радио (г. Москва, 2008 г.), 18-й Всероссийской конференции с международным участием «Неразрушающий контроль и техническая диагностика» (г. Н. Новгород, 2008 г.), V межрегиональной научно-практической конференции «Современные информационные и телекоммуникационные технологии в образовании, науке и технике» (г. Арзамас, 2008 г.), межвузовской конференции молодых ученых «Наука молодых» (г. Арзамас, 2008 г.), Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых «Инновации и актуальные проблемы техники и технологий» (г. Саратов, 2009 г.), IX Международной молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки» (г. Н. Новгород, 2010 г.), VIII Всероссийской научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Информационные технологии, системный анализ и управление» (г. Таганрог, 2010 г.), «Информационные системы и технологии ИСТ - 2011» (г. Н. Новгород, 2011 г.). Реализация результатов исследования. Результаты работы внедрены:

- в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» при выполнении хоздоговорных НИР по ИИС «Ультрафлоу»;

- в ООО «Сигнал» при разработке программного обеспечения «КалибрИС»; использованы:

- в учебном процессе Арзамасского политехнического института НГТУ в рамках дисциплины «Методология синтеза новых конструкторско-технологических решений РЭС».

- при выполнении НИР по программам «УМНИК» и «Старт» Фонда содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере, «Старт-НН» правительства Нижегородской области.

Степень достоверности и обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации. Достоверность результатов работы подтверждается использованием известных положений

фундаментальных наук, корректностью разработанных математических моделей, хорошей согласованностью полученных теоретических результатов с результатами эксперимента, а также с результатами исследований других авторов.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 2 научные статьи в изданиях, рекомендованных ВАК, 4 статьи в других изданиях, 12 материалов и тезисов конференций, получено свидетельство о регистрации программы для ЭВМ, поданы 4 заявки на изобретения, из них на 1 получено положительное решение о выдаче патента.

Структура и объем работы. Диссертация общим объемом 138 стр. содержит: 4 главы, введение, заключение, список литературы из 103 наименований, 1 приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и научная задача исследования, приведены методы исследований, раскрывается научная новизна и практическая ценность полученных результатов, определяются положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ состояния метрологического и информационного обеспечения процессов калибровки информационно-измерительных систем учета нефти и попутного нефтяного газа, методов и алгоритмов определения расхода компонентов нефтеводогазового потока. Сформулированы цель и задачи диссертационного исследования, направления их решения.

Показано, что при определении расхода многокомпонентных нефтеводогазовых смесей возможны две схемы реализации расходомерных устройств:

1. Сепарационные измерители, обладающие свойством усреднения пульсаций на каком-либо интервале, зависящем от объема сепаратора и расхода скважины.

2. Бессепарационные измерители мгновенных значений расхода с интегрированием и усреднением за интервал интегрирования расходных параметров потока.

Показано, что для российских месторождений использование сепарационных измерителей целесообразно на «втором» уровне измерений: в бригадных или промысловых системах учета нефти.

Отмечено, что как альтернатива сепарационному методу в последние годы как у нас в стране, так и за рубежом, интенсивно развивается расходометрия нефтеводогазовых потоков в реальном масштабе времени. Методы, используемые при построении бессепарационных многофазных расходомеров, основаны на сочетании трубы Вентури или приборов на основе диафрагм и емкостных измерительных устройств, механических счетчиков, гамма-излучения и др. Для зарубежных устройств характерна их высокая стоимость - от 60 до 250 тыс. долл. США. Из отечественных можно отметить расходомеры «ПОТОК», но они также не измеряют покомпонентный расход жидкости. Отдельный класс бессепарационных многофазных расходомеров составляют ультразвуковые расходомеры, основанные на использовании доплеровского смещения частоты ультразвуковых колебаний, обусловленного неоднородностями потока и взвесями.

К общему недостатку многофазных расходомеров отечественного производства можно отнести погрешность измерения, превышающую погрешность импортных аналогов. Отмечается, что снижение погрешности при сохранении низкой стоимости устройства, можно обеспечить за счет применения эффективных методик и алгоритмов расчета расхода компонентов по показаниям нескольких датчиков с последующей обработкой с помощью программного обеспечения, установленного в ИИС.

Отмечается, что многофазный поток алгоритмически можно идентифицировать