автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Разработка и исследование спектрометрического метода и информационно-вычислительных систем измерения расхода многофазных потоков

Министерство общего и профессионального образования РФ Государственная Академия нефти и raía им. И.М. Губкина

На правах рукописи УДК 622.279.5: 681.518: 543.422

ЕРМОЛКИН ОЛЕГ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО МЕТОДА И ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНЫХ ПОТОКОВ

05.11.16 - Информационно-измерительные системы (промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 1998

Работа выполнена на кафедре Автоматизации технологических процессов Государственной Академии нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный консультант

д.т.и., профессор, академик МАИ, заслуженный деятель науки РФ

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор, академик МАИ, заслуженный деятель науки и техники РСФСР, лауреат Государственной премии

доктор технических наук, профессор, академик МАИ, заслуженный деятель науки и техники республики Башкортостан

доктор технических наук, профессор, академик МАИ

Ведущая организация:

Всероссийский научно-исследовательский и проектно-изыскательский институт ДАО "ВНИПИгаздобыча"

Защита состоится " СиъреЛА 1998 г. в ауд. 20Х в 15 ч. на заседании диссертационного Совета Д 053.27.10 при Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, ГСП-1, г.Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан " " 1998 г.

Е.Н. Браго

В.Н.Малиновский

Ю.Д.Коловертнов Е.М. Прошин

Ученый секретарь диссертационного

Совета, д.т.н., проф. ^.С. М°,,сее,|к0

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы.

В нефтегазодобыче одной из наиболее сложных и требующей скорейшего решения является проблема оперативного контроля производительности скважин и управления режимом их эксплуатации.

Основной объем нефтегазодобычи в России приходится на месторождения Крайнего Севера, разработка и эксплуатация которых производится в труднодоступных районах со сложными климатическими и геологотехническими условиями. В таких условиях используемые в настоящее время традиционные методы и средства контроля производительности скважин (для нефтянных и газоконденсатных скважин - громоздкие и металлоемкие сепарационные установки, для газовых скважин - специальные методы газодинамических исследований с выбросом газа в атмосферу) оказываются малоэффективными. Они не удовлетворяют современным потребностям отрасли по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин, и не отвечают требованиям экологически безопасной разработки месторождений.

Из-за отсутствия необходимой информации и непринятия своевременных мер по изменению режима эксплуатации происходит преждевременный износ технологического оборудования. Это приводит к возникновению аварийных ситуаций, потере продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин. Коэффициент эксплуатации скважин, в целом, по месторождению существенно снижается.

Мировой опыт разработки газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений свидетельствует, что эффективность добычи может быть существенно повышена за счет внедрения методов и технических средств автоматизированного контроля и управления режимом эксплуатации скважин. Отвечающие современному уровню развития науки и техники системы автоматизации способствуют снижению издержек и оказывают решающее влияние на рентабельность добычи. В настоящее время наблюдается стремительный рост и масштабность мероприятий по автоматизации процессов добычи. Если в прошлом преобладало стремление повысить уровень автоматизации за счет внедрения мощной вычислительной техники, организации централизованного контроля и управления, то в настоящее время наблюдается тенденция к комплексному подходу решения проблем автоматизации на основе создания многоуровневых систем информационного обеспечения технологических процессов.

Особое внимание уделяется созданию и надежности работы систем информационного обеспечения нижнего уровня, т.е. на уровне скважин.

На месторождениях России в настоящее время нижний уровень информационного обеспечения и автоматизированного контроля процессов добычи газа, конденсата и нефти развит слабо. Это ограничивает возможности не трлько контроля технологических режимов, но и эффективность использования современных методов моделирования процессов разработки месторождения с целью прогнозирования, управления режимами эксплуатации и реализации технологических мероприятий, позволяющих гарантированно добывать запланированные на длительную перспективу объемы газа, нефти и газового конденсата.

Сложившееся положение в нефтегазодобыче с информационным обеспечением приводит к тому, что скважина, как важнейший и единственный продуктосоздающий объект отрасли, выпадает из структуры нижнего уровня АСУ ТП. Это порождает принятие далеко не оптимальных, волюнтаристских управленческих решений в процессе разработки и эксплуатации месторождений.

Решение проблем информационного обеспечения, прежде всего, связывают с созданием и внедрением простых и надежных средств бессепарационного измерения расхода жидкости и газа в потоке скважин. Эти параметры определяют технологический режим эксплуатации скважины и являются основными показателями эффективности процесса добычи.

Работы в направлении создания средств бессепарационного измерения расхода фаз многофазных потоков скважин уже многие годы ведутся как в нашей стране, так и за рубежом. В частности, предложены технические решения и созданы измерительные устройства, основанные на комплексном использовании классических однофазных расходомеров, например, турбинных, диафрагменных, кориолисовых, сопел Вентури и др. Это разработки, выполненные под руководством профессора А. И. Гужова (грозненский нефтяной институт), профессора В.Ф. Медведева (минский политехнический институт), И .Я. Ривкина (московское НПО "Нефтегазавтоматика"), В.А. Леонова

(НижневартовскНИПИнефть), известной американской фирмы "Agar corporation" и транснациональной компании "Fisher Rosemount". Однако такие измерительные средства не получили широкого распространения, в основном, из-за низкой надежности известных однофазных расходомеров при эксплуатации в многофазных потоках нефтегазовых скважин.

Поток скважин представляет собой сложную и изменяющуюся по составу смесь газовой, жидкой (вода, нефть, конденсат) и твердой (песок и другие механические примеси) фаз и отличается многообразием структурных форм и режимов движения. Поэтому

измерение расхода фаз такого потока без предварительной сепарации представляется сложной научно-технической задачей. Особые сложности возникают при измерении высокоскоростных потоков с высоким газовый фактором , когда даже сепарационные методы малоэффективны. А именно при таких режимах эксплуатируется подавляющее большинство скважин газонефтеконденсатных месторождений северных регионов.

Принимая во внимание вышеизложенное, проблема разработки новых нетрадиционных методов измерения расхода многофазной продукции скважин и создания на их основе информационно-вмчислительных систем нового поколения, стала весьма актуальной для нефтегазодобывающей отрасли народного хозяйства.

Наши многолетние исследования в области расходометрии и полученные обнадеживающие результаты позволили наметить пути решения этой проблемы. Это теоретическая и практическая разработка нового спектрометрического метода измерения производительности скважин, эффективного в условиях высокоскоростных потоков с высоким газовым фактором. Этот метод базируется на использовании в качестве источника информация о расходе фаз в потоке - спектральных характеристик флуктуационного процесса (флуктуации давления) в трубопроводной системе сбора продукции. Такой путь решения проблемы стал возможным, весьма эффективным и перспективным благодаря ориентации на современные достижения в области микроэлектроники и микропроцессорной техники обработки случайных сигналов.

Цель работы: На основе фундаментальных исследований информационных свойств флуктуационных процессов в многофазных потоках разработать и научно обосновать новый спектрометрический метод измерения расхода фаз, создать и внедрить на газонефтеконденсатных месторождениях России гамму гибких информационно-вычислительных систем оперативного контроля режима эксплуатации скважин и, тем самым, подготовить научно-техническую базу для построения систем информационного обеспечения нижнего уровня АСУ ТП нефтегазодобычи.

При реализации этой цели были поставлены и решены следующие важнейшие задачи, определяющие научно-техническую основу спектрометрического метода:

- аналитико-статистические исследования флуктуационного процесса и его спектра в многофазном потоке;

- физическое обоснование и разработка технических решений по унификации структурных форм многофазного потока и возбуждению флуктуационного процесса с заданными информационными свойствами частотного спектра мощности;

- создание экспериментальной базы и методологических основ планирования, проведения и анализа многофакторных активных экспериментов по установлению функциональных связей спектральных характеристик флуктуационного процесса с расходными параметрами многофазного потока;

разработка обобщенной информационной модели флуктуационного процесса в газожидкостном потоке и информационных моделей расхода фаз;

- экспериментальные исследования информационных моделей и анализ погрешностей спектрометрического метода измерения расхода фаз продукции нефтегазовых скважин;

разработка, создание и внедрение информационно-вычислительных систем контроля режима эксплуатации нефтегазовых скважин;

исследования научно-практических аспектов спектрометрического метода и оценка перспектив его применения для других технологических измерений.

Методы исследования.

Спектрометрический метод измерения расхода фаз в потоке смеси разработан на основе планирования, проведения и анализа результатов многочисленных экспериментальных исследований. Исследования выполнены на специально разработанных и созданных метрологическом водонефтегазовом испытательном полигоне и на промысловых установках, позволяющих проводить активные многофакторные эксперименты. В работе использованы приемы теории размерностей, аппарат математической статистики, современные методы спектрального анализа случайных процессов, методы теории планирования и анализа факторных экспериментов. Предложенные технические решения и созданные информационно-вычислительные системы контроля режима эксплуатации скважин испытаны в промысловых условиях, а их эффективность подтверждается результатами длительной промысловой эксплуатации на Уренгойском газонефтеконденсатном месторождении (ГНКМ).

Научная новнзна.

1. Предложено, обосновано и развито новое направление в расходометрии многофазных потоков - методы измерения, основанные на спектральном анализе естественных флуктуационных процессов в гидродинамической системе.

2. Разработаны теоретические основы спектрометрического метода измерения расхода фаз в многофазном потоке (газ + жидкость + твердые включения):

предложена и обоснована идея принудительного формирования потока универсальной структуры, сопровождаемого

флуктуационным процессом с заданными информационными свойствами частотного спектра мощности;

- обоснованы и исследованы аналитико-статистические связи спектральной мощности с основными гидродинамическими параметрами потока;

разработана обобщенная информационная модель флуктуационного процесса в многофазном потоке;

- разработаны и исследованы информационные модели расхода жидкости и газа в многофазном потоке.

3.Разработан и обоснован измерительный преобразователь расхода фаз многофазного потока.

4. Установлено, что в условиях высокоскоростных потоков нефтегазовых скважин при неизменном расходе фаз в смеси флуктуации давления в трубопроводе со специальным сужением (формирователем потока) представляют случайный стационарный процесс.

5. На основе представительных результатов активных многофакторных экспериментов, проведенных на специально созданных для этих целей установках и полигонах, подтверждена адекватность информационных моделей и эффективность спектрометрического метода.

6. Исследованы и проанализированы погрешности измерения расхода фаз спектрометрическим методом. Получены соотношения для оценки динамических диапазонов измерений расхода газа и жидкости в смеси с учетом различных гидродинамических условий потока.

7. Определены научно-технические перспективы применения спектрометрического метода для анализа состояния сложных геотехнических систем пласт - скважина.

8. Разработаны принципы построения информационно-вычислительных систем контроля режима эксплуатации скважин на основе спектрометрического метода измерения расхода многофазных потоков.

9. Разработаны и обоснованы структуры основных функциональных устройств информационно-вычислительных систем контроля режима эксплуатации скважин.

Практическая ценность и реализации результатов работы в промышленности.

1. Разработанный новый спектрометрический метод измерения расхода фаз в потоке смеси позволяет решить ряд важнейших проблем в нефтегазодобыче за счет создания и внедрения простых и надежных технических средств оперативного контроля режима эксплуатации скважин.

2. Создана целая гамма гибких информационно-вычислительных систем (ИВС) контроля режима эксплуатации

скважин серии "Поток", построенных на основе специально разработанных универсальных функциональных модулей.

3. ИБС серии "Поток" включены проектными организациями РАО "ГАЗПРОМ" в технологические схемы обустройства ряда новых месторождений в составе АСУ ТП нижнего уровня добычи.

В настоящее время измерительные системы серии "Поток" эксплуатируются более чем на 200 скважинах (газовых, газоконденсатных и нефтяных). Опыт массовой промысловой эксплуатации этих систем с 1994 года на газоконденсатных к нефтяных скважинах крупнейшего Уренгойского

газонефтеконденсатного месторождения (ГНКМ) свидетельствует об их высокой эффективности. Так, наряду с другими техническими мероприятиями, они способствовали существенному повышению коэффициента эксплуатации скважин Уренгойского месторождения. По фонду газоконденсатных скважин этот показатель за 1994-1997 годы возрос на 7,6%, а по нефтяным - на 7,7%.

Дополнительная добыча углеводородного сырья составила:

- пластового газа 3,4 млрд. г»:1;

- нестабильного конденсата 520 тыс. тонн;

- нефти 70 тыс. тонн.

На защиту выносятся следующие основные положения.

1. Результаты анализа проблем информационного обеспечения разработки и эксплуатации газонефтеконденсатных месторождений, контроля режима эксплуатации нефтегазовых скважин, а также результаты оценки информативности современных методов и технических средств измерения расхода.

2. Разработанный измерительный преобразователь расхода фаз многофазного потока.

3. Результаты исследования основных информационных свойств флуктуационного процесса в многофазном потоке.

4. Результаты исследования связи спектральной мощности с расходом фаз в потоке смеси.

5. Разработанные информационные модели флуктуационного процесса в многофазном потоке, информационные модели расхода фаз, результаты их исследований и оптимизации.

6. Принципы построения и структуры основных функциональных устройств ИБС контроля режима эксплуатации скважин.

7. Модели ИВС контроля режима эксплуатации скважин серии "Поток", результаты исследования их метрологических характеристик и промысловых испытаний.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались и обсуждались:

- на научно-технических конференциях "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (г.Москва, 1997 г. и г.Москва, 1994 г.);

на международной научно-технической конференции "Совершенствование учета нефти при добыче и товарно-транспортных операциях - задача общегосударственного значения" (г. Санкт-Петербург, 1995 г.);

на XI научно-технической конференции "Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях" (г. Новый Уренгой, 1994 г.);

- на Xюбилейной научно-технической конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири" (г. Новый Уренгой, 1993 г.);

на международном конгрессе по информатизации "Технологии и системы сбора, обработки и представления информации" (г. Рязань, 1993 г.);

- на VII Всесоюзном съезде по теоретической и прикладной механике (г. Москва, 1991 г.);

- на VII региональной научно-технической конференции "Особенности разработки и эксплуатации сеноманских и неокомских залежей Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, СевероУренгойского газоконденсатных месторождений" (г. Новый Уренгой, 1990 г.);

на Всесоюзных конференциях по измерительным информационным системам "ИИС-83" (г. Куйбышев, 1983 г.) и "ИИС-81" (г. Львов, 1981 г.);

на научном семинаре рязанской государственной радиотехнической академии (январь, 1998 г.);

- на крупных технических совещаниях в РАО "ГАЗПРОМ" по проблемам автоматизации в отрасли (в период 1994-98 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 33 работы, включая один патент РФ, одно авторское свидетельство СССР, положительные решения по трем заявкам о выдаче патентов РФ на изобретения.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и содержит:

основной текст (189 е.), иллюстрации (67 рис.), таблицы (30 табл.), перечень литературы (178 наим.), приложение.

2. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы. Указано на необходимость разработки новых нетрадиционных методов

измерения расхода многофазной продукции скважин и создания на их основе информационно-вычислительных систем нового поколения для оперативного контроля разработки и эксплуатации газонефтеконденсатных месторождений. Сформулированы цель диссертационной работы и основные задачи исследований.

В первой главе рассмотрены проблемы информационного обеспечения добычи и контроля режима эксплуатации скважин газонефтеконденсатных месторождений. Исследованы причины, препятствующие их разрешению. Проведен анализ состояния современных промысловых средств контроля режима эксплуатации скважин и оценен их информационный потенциал.

Установлено, что методы и измерительные средства контроля режима эксплуатации скважин, применяемые до последнего времени на промыслах газонефтеконденсатных месторождений, обладают низкими информационными возможностями, не отвечают современным потребностям отрасли и не способствуют созданию надежных автоматизированных систем информационного обеспечения нижнего уровня АСУ ТП добычи (на уровне скважин). Показано, что в промысловых условиях, учитывая некоммерческий характер измерений на уровне скважин, для решения проблем информационного обеспечения процесса добычи следует применять специальные измерительные средства, прежде всего отвечающие требованиям технологического контроля. Такие измерительные средства должны обладать не столько высокими метрологическими характеристиками, сколько высокими показателями надежности в эксплуатации. Для обеспечения технологического контроля допустимы погрешности измерения расхода фаз многофазного потока до 10%- 15%.

На основе анализа состояния и условий эксплуатации основного фонда скважин разработаны и сформулированы основные требования к промысловым средствам измерения и контроля. Создание и внедрение новых измерительных средств, удовлетворяющих требованиям технологического контроля, связано с решением комплекса информационных, технических, экологических и экономических проблем.

Информационные проблемы: - измерение расхода фаз в многофазном потоке;

обеспечение достоверности измерений в условиях нерегулярного потока с нестабильным расходом фаз в смеси;

обеспечение оперативного контроля с измерениями параметров с требуемой дискретностью.

Технические проблемы: создание измерительного оборудования для бессепарационного измерения расхода фаз в потоке;

- обеспечение надежной работы измерительных средств в жестких условиях измеряемой среды и в суровых климатических условиях;

- обеспечение длительной эксплуатации без обслуживания;

- предупреждение износа оборудования при абразивном

воздействии;

- соблюдение требований взрывобезопасности;

- использование компактных измерительных средств.

Экологические проблемы: предупреждение аварийных ситуаций, связанных с разрушением оборудования и выбросом продукции в атмосферу;

- исключение выбросов продукции в атмосферу в процессе исследований и измерении производительности скважин.

Экономические проблемы:

- создание простого, надежного и недорогостоящего оборудования;

- минимизация затрат на.внедрение;

- обеспечение эффективной добычи за счет повышения коэффициента эксплуатации скважин.

С учетом обозначенных проблем и основных требований к промысловым средствам контроля параметров многофазных потоков скважин проведен анализ новых разработок средств измерения расхода. Показано, что перспективными для измерения расхода и контроля режима эксплуатации нефтегазовых скважин являются флуктуационные методы, разрабатываемые на основе статистического анализа характеристик естественных флуктуационных процессов в многофазном потоке и установлении их связи с расходом фаз смеси. Примером может служить радиоизотопный расходомер газожидкостного потока, разработанный санкт-петербургскими учеными ЦНИИ РТК и политехнического института под руководством профессора П.П. Кремлевского. Измерение расхода фаз этим расходомером основано на регистрации и анализе флуктуации плотности газожидкостного потока.

Особого внимания заслуживает идея использования в качестве информативного параметра о расходе фаз смеси - флуктуации давления в трубопроводе со специальным сужением формирователем потока. Предпосылками и основанием для развития этой идеи послужили исследования ученых санкт-петербургского ЦКТИ (Б.С.Фокина, П.А.Андреева, Н.С.Алферова и др.), направленные на изучение пульсаций давления в пароводяных потоках, движущихся по трубопроводу с сужающим устройством.

Результаты выполненных нами предварительных исследований показали, что спектральные характеристики флуктуационного процесса в гидродинамической системе с сужением имеют устойчивую корреляционную связь с расходом фаз смеси. Это

послужило основанием для проведения широкомасштабных исследований, направленных на разработку нового спектрометрического метода измерения расхода фаз многофазного потока, создание на этой основе и внедрение гаммы гибких информационно-вычислительных систем контроля режима эксплуатации скважин.

Вторая глава посвящена разработке теоретических основ спектрометрического метода измерения расхода фаз в потоке смеси, обоснованию и созданию технической базы для проведения и анализа активных факторных экспериментов.

Основная идея спектрометрического метода заключается в том, чтобы расход фаз вычислять по частотным компонентам спектра мощности флуктуационного процесса в многофазном потоке. Инвариантность метода при различных структурных формах движения смеси достигается применением специального измерительного преобразователя потока (рис.1). Он разработан и обоснован в результате проведения и анализа многочисленных активных факторных экспериментов.

1 4 .3

и(1)

д^К 2 222222:

□

р(0=р + р(1)

1 - формирователь потока 2-датчик флуктуации давления 3 - пьезокерамический преобразователь 4- измерительный участок трубопровода

Рис. I. Измерительный преобразователь потока.

Основными элементами измерительного преобразователя являются формирователь потока (1) в виде сужающего устройства специальной конструкции и датчик флуктуации давления (2), расположенный на определенном расстоянии (Ь) после сужения. Сужающее устройство позволяет:

- сформировать на выходе устройства поток определенной регулярной структуры в широком диапазоне изменения расхода фаз, причем вне зависимости от структурных форм потока перед сужением;

- возбудить в гидродинамической системе флуктуационныи процесс с заданными информационными свойствами частотного спектра мощности.

Регистрация флуктуационного процесса осуществляется датчиком с пьсзоксрамическим чувствительным элементом. Такой датчик не чувствителен к действию среднего давления /' и реагирует только на .флуктуационную составляющую Т>(О - Его выходной электрический сигнал u(í) линейно связан с флуктуационной составляющей давления (флуктуационным процессом):

ф(1)

«</) = К-

а

где: К- постоянный коэффициент.

При использовании разработанного нами измерительного преобразователя, выходной электрический сигнал датчика имеет характерный частотный спектр (рис. 2), в котором могут быть выделены области различного влияния расхода фаз. Так, можно выделить область, в которой мощность спектральных составляющих, в основном, зависит от расхода жидкости (Ж) в смеси (рис. 2) и в меньшей степени от расхода газа и твердой фазы (песка). Аналогично можно выделить области преобладающего влияния газа (Г) и преобладающего влияния твердых примесей (П). По мощности спектральных составляющих в таких частотных областях на основе информационных моделей можно вычислить соответствующие расходы фаз.

Ж - область преобладающего влияния жидкости Г - область преобладающего влияния газа

П - область преобладающего влияния механический примесей (песка)

Рис. 2. К анализу частотного спектра мощности выходного сигнала датчика.

В диссертационной работе разработан и обоснован комплексный аналитпко-статнстический подход получения

информационных моделей и решения измерительных задач, связанных с вычислением параметров сложных физических процессов.

Математическому моделированию флуктуацпонных процессов в газожидкостном потоке посвящено достаточное число работ. Например, труды ученых новосибирской научной школы под руководством академика С.С.Кутателадзе. Предложенные ими связи флуктуации давления с гидродинамическими параметрами потока, как правило, описываются системами достаточно сложных интегродифференциальных уравнений, причем не всегда решаемыми в квадратурах. Экспериментальная оценка адекватности математических моделей в лучшем случае производится на основе лабораторных исследований газожидкостных потоков в условиях, существенно отличающихся от промысловых. Такие системы уравнений малопригодны для использования в измерительных целях.

Физическая природа флуктуационных процессов, протекающих при движении реальных потоков скважин по трубопроводу с сужением, оказывается чрезвычайно сложной. Она определяется комплексом различных по своей природе процессов, не поддающихся строгому разграничению, и следовательно, изучению этих процессов по отдельности и всего явления в целом в классическом понимании.

Флуктуационный процесс следует рассматривать как сложную диффузную систему, естественным подходом к изучению которой является статистический. Чтобы описать состояние такой системы целесообразно установить связь статистических характеристик флуктуационного процесса с изучаемыми факторами, влияющими на процесс (например, с расходом газовой, жидкой и твердой фаз в потоке смеси). Вместе с тем, для решения широкого круга измерительных задач чисто статистические приемы анализа флуктуационных процессов могут оказаться недостаточными, так как адекватность статистических моделей имеет место на строго ограниченном пространстве возможных значений исследуемых факторов.

С учетом • многообразия режимов работы газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин практический интерес представляет получить информационные модели, позволяющие в обобщенном аналитическом виде описать основные физические закономерности связи флуктуаций давления с гидродинамическими параметрами потока. На основе обобщенных информационных моделей получить модели расхода фаз потока смеси и представить их в виде, удобном для реализации аппаратными вычислительными средствами. Параметры моделей расхода фаз, учитывающие различные условия эксплуатации скважин, могут быть оценены с помощью приемов статистического анализа.

С целью получения обобщенной информационной модели исследована зависимость среднего квадратического значения и

выходного сигнала флуктуационного датчика от основных параметров потока, безусловно сказывающихся на гидродинамическом режиме системы:

U = 4>\{Q.p,M?.Hx.0-g-l-ß) I

где: - некоторая функция, вид которой устанавливается; Q - объемный расход газожидкостной смеси; р - плотность газожидкостной смеси;

ftr,ftx - динамические коэффициенты вязкости, характеризующие молекулярное трение (вязкость) в элементах газовой и жидкой фаз соответственно;

сг - коэффициент поверхностного натяжения, отражающий работу, затрачиваемую на изменение поверхности раздела фаз;

g - ускорение свободного падения;

/ - линейный размер системы, I = d, где d - диаметр канала, по которому движется поток;

ß - коэффициент расходного газосодержания (безразмерный),

п^Ог-. Ог Q Qt+Q»c

(здесь Q„ <2Ж - соответственно, объемные расходы газовой и жидкой фаз, приведенные к рабочим термобарическим условиям).

Через параметр ß плотности газовой р и жидкой рж фаз связаны соотношением

p = ß p,+{\-ß) рж.

С учетом типовых режимов работы газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на основе аналитических оценок определены наиболее значимые переменные зависимости (1). Для этого составлены и исследованы безразмерные комплексы, характеризующие число Рейнольдса и отношения различных сил, действующих в гидродинамической системе (отношение силы поверхностного натяжения к выталкивающей силе и отношение силы тяжести к инерционным силам). В результате сделан вывод, что параметрами цг , а и g можно пренебречь. Следовательно, исходная зависимость (1) упрощается:

U = v2{Q,p,d,ß), 2

где: <р2 - новая искомая функция.

Общий вид зависимости (2) установлен с помощью приемов теории размерностей:

U=A^f-'<p(fi) 3

d

где: <p(ß) - безразмерная непрерывная функция от /?;

А - постоянный коэффициент.

Согласно л-теоремы анализа размерностей переход от (2) к (3) определяется однозначно.

Из выражения (3) вытекает обобщенная информационная модель расхода газожидкостной смеси при фиксированном сужающем устройстве {d- const):

где: К - постоянный коэффициент; У *(/?) = [<?(/?)] '3, или

где: - непрерывная функция двух переменных,

„, , -К.

р - давление в системе. В ограниченных диапазонах изменения параметров р и /? можно считать допустимым переход к функциям с разделенными переменными:

v'i(p.fi)^Wi{0)-Уг(р) > где: (/?) и Уг{р) ' новые функции одной переменной. Тогда информационная модель расхода газожидкостной смеси сводится к следующему виду:

Q = Kt-U%-yl{p)-w2{j), 6

где: К - постоянный коэффициент.

Обобщенные информационные модели расхода фаз получены с учетом особенностей распределения спектральной мощности (рис. 2) флуктуационного процесса в гидродинамической системе (рис. 1) со специальным сужающим устройством:

e, = A'2 -V{ ■ h{p) ; 8

где: Ui и Иг - средние квадратические значения флуктуационного сигнала, вычисленные в диапазонах частот наибольшего влияния жидкости и газа, соответственно;

/(р) - полиномиальные функции, учитывающие влияние давления:

/,-(/>) = 1 + щ р + bjp1, /'=1,2;

J{U¿J) и J(Ul2) - полиномиальные функции, учитывающие влияние расходного газосодержания Д

VI и;г (/," 1/Г"

постоянные коэффициенты;

а , у - показатели степени;

а,-, />,-, с,-, с11 (/ = 1,2)- постоянные параметры полиномиальных моделей.

Показатели степени а и у выбраны отличными от 1/3. чтобы учесть возможное изменение закономерности связи расхода фаз с сигналом в ограниченном диапазоне частот.

Возможность учета влияния расходного газосодержания /? с помощью функций /(11и /(и,2) становится понятной, если воспользоваться приближенными соотношениями:

где: С, й- постоянные коэффициенты, а также учесть, что:

0ж=1_х. & = Р

а Р ' б« 1~Р

Исследования информационных моделей расхода и оценка их адекватности выполнены в соответствии с разработанной методологией анализа флуктуационных процессов, направленной на решение многофакторных измерительных задач. В основе разработанной методологии - современные методы математической статистики, приемы спектрального, дисперсионного и регрессионного анализа результатов активных факторных экспериментов. Основное содержание исследований и анализа заключается в следующем. Мощность флуктуаций (Б) представляют в виде »»-мерного вектора

-Цзо^га^^со.....

где:

- мощность флуктуаций в полосе частот Дл>,- , который в дальнейшем будем называть частотным спектром мощности, а его координаты - частотными компонентами

мощности. Используя такое представление мощности, с помощью приемов факторного эксперимента и дисперсионного анализа оценивают значимость влияния факторов (жидкости и газа) в каждой полосе частот Дсо! (/ = 1,2,..., от).

Для этого исследуют статистическую модель компонент мощности

=5« хе^+С,.

где: - мощность флуктуации в полосе частот Дек, в А--том

наблюдении на _/-том уровне фактора жидкости ( и на г-том уровне фактора газа ((?,);

5<!) - средняя мощность флуктуации в полосе частот по всем 1- ] к наблюдениям;

- эффект уровней фактора <2г в полосе частот Дсо ¡\

- эффект уровней фактора в полосе частот Дл>,-;

Бу* -эффект взаимодействия факторов (~)г и 0_ж в полосе частот

Д(У ,■;

3*!/)к " случайная ошибка (эффект второстепенных неучтенных факторов) в полосе частот А со ¡.

По результатам дисперсионного анализа модели (9) определяют частотные компоненты мощности, имеющие максимальную корреляционную связь с расходом жидкости и газа в смеси и на основе этого в спектре выделяют частотные области наибольшего влияния факторов. В областях наибольшего влияния факторов проводят регрессионный анализ информационных моделей расхода (7) и (8) и оценивают показатели степени а , у и постоянные коэффициенты.

С целью проведения широкомасштабных исследований разработаны и созданы метрологический испытательный водонефтегазовый полигон и экспериментальные промысловые технологические установки, позволяющие моделировать различные режимы течения многофазных потоков и проводить активные многофакторные эксперименты, в том числе на действующих эксплуатационных скважинах. Исследованы метрологические характеристики экспериментальных систем.

Разработан и создан датчик флуктуаций давления специальной конструкции для экспериментальных исследований, а также для промышленного использования в составе информационно-вычислительных систем контроля режима эксплуатации нефтегазовых скважин.

Третья глава посвящена исследованию и анализу информационных свойств флуктуационного процесса в трубопроводной системе со специальным сужающим устройством. Рассмотрены результаты исследований флуктуационного процесса на стационарность. Установлено, что в условиях высокоскоростных потоков нефтегазовых скважин при неизменном расходе фаз в смеси флуктуации давления в трубопроводе с сужающим устройством представляют случайный стационарный процесс. Изменения расхода и соотношения фаз в смеси вызывают изменение интенсивности сигнала и перераспределение спектральной мощности, однако

свойство стационарности процесса при установившемся расходе фаз в смеси сохраняется. Стационарность процесса установлена с использованием непараметрических критериев серий и инверсий.

Исследованы основные статистические функции характеристики: плотность распределения, корреляционные функции и спектральная плотность. На основе анализа функций плотности распределения и автокорреляционных функций подтвержден вывод о гом, что сигнал флуктуации давления относится к классу случайных процессов. Установлено, что плотность распределения флуктуации давления близка к нормальной и ее вид сохраняется при изменении расхода жидкости и газа в смеси в широком диапазоне. Исследования взаимокорреляционных функций позволили установить, что основным источником флуктуационного процесса является сужающее устройство.

Исследования частотной структуры флуктуационного процесса показали, что флуктуации давления имеют достаточно широкий спектр мощности. Этот спектр формируется под воздействием двух основных физических процессов. Первый обусловлен турбулентностью потока и характерными особенностями его движения через сужающее устройство, которое выполняет роль своеобразного микросепаратора газожидкостной смеси. Второй обусловлен ударным взаимодействием мелкодисперсных капель жидкости и твердых примесей с корпусом датчика, выступающим в поток. Влияние этих процессов на формирование спектра мощности сказывается по-разному в различных диапазонах частот.

и, мВ и, мВ

12-----—-- 12|---——-

10

-<5ж=4м'/час; (}г=600нм-'/час "(3*-4мУчас; (?г=400нм'/час

б)

— (¡ж=4м'/час; (}г=600мм'/час -Ож=2,7л:'/тас; (?г-600нм-Учас

8

6

4

2

О

8 6 4 2 О

4 8 16 31,5 63 125 250 500 Г, Гц

4 8 16 31,5 63 125 250 500 Г. Гц

Рис. 3. Частотные спектры среднеквадратнческих значений флуктуационного процесса в моделируемых нефтегазовых потоках при Ртб = 0,4 МПа.

Так, в диапазоне спектра турбулентности, ограниченного частотами в несколько сотен герц, мощность спектральных составляющих в низкочастотной области, в основном, зависит от расхода свободной жидкости, а в условно высокочастотной области -в основном, от расхода газа. Это подтверждается результатами сравнительного анализа спектральных характеристик флуктуационного процесса, отвечающих различным условиям движения нефтегазовых потоков (рис. 3 а, б). Моделирование потоков выполнено на метрологическом полигоне.

При внимательном изучении и сравнении спектральных характеристик на рис. За, б можно отметить, что увеличение средней мощности в полосе частот до 20 Гц в большей степени связано с увеличением расхода жидкости, а увеличение средней мощности выше 200 Гц в большей степени связано с увеличением расхода газа.

В диапазоне спектра ударного воздействия, распространяющегося в область ультразвуковых частот, в более низкочастотной области (в диапазоне десятков килогерц) проявляется ударное воздействие и мелкодисперсных капель жидкости и частиц твердых примесей. В более высокочастотном диапазоне (выше сотни килогерц), в основном, сказывается только ударное воздействие частиц твердых примесей. Это отражено на рис. 4 а, б.

Здесь представлены спектральные характеристики, полученные в результате исследований на лабораторной установке. На рис. 4а приведены частотные спектры пиковых значений выходного сигнала флуктуационного датчика, подвергающегося воздействию потоков воздуха, воздуховодяной смеси в виде аэрозоли и воздуховодопесчаной смеси (небольшие включения мелких частиц песка в воздуховодяной аэрозоли). На рис. 46 приведен частотный спектр отношений пикового сигнала, вызванного воздействием воздуховодопесчаной смеси, к пиковому сигналу, вызванному воздействием воздуховоздушной смеси.

По результатам исследования основных статистических характеристик сделан вывод, что для измерения расхода фаз в смеси наибольший практический интерес представляет частотный спектр.

Проведены исследования статистической связи спектральной мощности флуктуационного процесса с расходом фаз потоков газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. С использованием приемов дисперсионного анализа определены частотные компоненты мощности, имеющие максимальную корреляционную связь с расходом фаз, и на этой основе оценены информативные частотные области, характеризующиеся значимым различием влияния расхода фаз потока на мощность спектральных составляющих. Существование таких частных областей свидетельствует о перспективности решения задач измерения расхода фаз потока по спектральным характеристикам флуктуацнонного процесса.

и,мВ

Кп

а)

160 ^ кГц

\6у ^ кГц

б)

Рис. 4. К анализу спектральных характеристик флуктуационного процесса в ультразвуковом диапазоне частот: а - частотные спектры пиковых значений:

.....для потока воздуховодопесчаной смеси;

для потока воздуховодяной смеси; ~ для потока воздуха;

б - частотный спектр отношений пиковых значений сигналов (воздуховодопесчаная смесь / воздуховодяная смесь).

В четвертой главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований спектрометрического метода измерения расхода фаз многофазного потока. Исследованы модели расхода фаз, оптимизированы их параметры и границы информативных частотных областей. Получены, обоснованы и исследованы модификации моделей расхода фаз, отвечающие различным условиям эксплуатации нефтегазовых скважин.

Анализ информационных моделей расхода и оценка их адекватности выполнены по результатам экспериментальных исследований, проведенных на метрологическом нефтеводогазовом полигоне и на промысловых экспериментальных установках.

Результаты исследований на газовых скважинах показали, что наиболее приемлемой, легко реализуемой аппаратно и, в тоже время, отвечающей физическому смыслу, оказалась модель вида:

где: (2г0- объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям;

Р, Т-абсолютные давление и температура в линии;

Z - коэффициент сверхсжимаемости;

К, С-постоянные коэффициенты. Информационная модель (10) при условии С=0 непосредственно вытекает из (8), если учесть известные гидродинамические соотношения для газового потока и принять f(Un) = const, что справедливо при р - const. Постоянный член С введен для учета влияния шумовых факторов.

Оптимизация границ информативной частотной области, в которой вычисляется среднее квадратаческое значение сигнала Ui , выполнена методом последовательного приближения с использованием классических приемов регрессионного анализа. В качестве нулевого приближения приняты оценки границ, полученные на основе факторного анализа частотных компонент мощности. По результатам регрессионного анализа также определены оптимальные значения параметров К, Си у модели (10).

На рис. 5 в виде графиков представлены результаты применения спектрометрического метода и модели (10) при контрольных измерениях расхода газовых скважин Уренгойского ГНКМ. По оси абсцисс отложены значения объемного расхода (Qг),

вычисленные по модели (10), а по оси ординат IQ* I- вычисленные

а) б)

Рис. 5. Результаты контрольных измерений расхода

газовых скважин:

а) - скв. 322; б) - скв. 325.

стандартным способом по результатам газодинамических исследований. Приведенные средиеквадратические погрешности отклонения экспериментальных точек от аппроксимирующих прямых не превышают 1,5%.

Исследования, направленные на модификацию исходных информационных моделей расхода (7) и (8) показали, что их можно существенно упростить в приложении к измерению потоков с высоким расходным газосодержанием смеси, когда скоростной режим и другие гидродинамические условия, в основном, определяются расходом газа. В этом случае, применяя для функций /(V21) 111(^12) разложение в ряд, и, ограничиваясь членами первой степени, а действие функций /¡(р) и /2(р) принимая аналогичным влиянию давления в модели (10), получим следующие информационные модели расхода фаз газожидкостной смеси:

где: Л,-, (/ = 1,2)- постоянные положительные коэффициенты. Адекватность информационных моделей (11) и (12) подтверждена практически многочисленными экспериментальными исследованиями.

Большой объем исследований выполнен на метрологическом нефтеводогазовом полигоне. Моделируемые экспериментальные условия при контрольных измерениях расхода фаз нефтегазовых потоков приведены в таблице 1. На рис. 6 графически представлены результаты измерений расхода газа и нефти. По оси ординат

отложены объемные расходы газа и нефти (бн)> заданные по

плану эксперимента в соответствии с данными таблицы I ("истинные" расходы), а по оси ординат - вычисленные по моделям (II) и (12). Приведенные средиеквадратические погрешности отклонения совокупности экспериментальных точек от аппроксимирующих прямых составили:

по расходу газа - 2,57%; по расходу жидкости - 3,15%.

Гидродинамические условия для моделируемых нефтегазовых потоков.

12

11

Таблица 1.

№ п/п

Наименование показателей

Численные значения

1.

Расход газа, нм'/час

180 т- 810

2. Расход нефти, м'/час: - при газовом факторе Г(Р) = 10* 3,6 -=- 5,4

- при газовом факторе Г(Р) = 20* . 2,0 - 5,4

- при газовом факторе Г(Р) = 30* 2,0 4 5,4

- при газовом факторе Г(Р) = 45* 1,6 н- 4,0

3. Избыточное давление в измерительной линии, атм 4 н- 8

4. Диаметр измерительного сужения, установленного в трубопроводе Оу = 100, мм 18

*Примечание.

Газовый фактор 1'(Р) рассчитывается так:

Г{Р) = - Qzo

{Р^Щ-Ож'

где: Р. - избыточное давление в линии.

мЗ/час

900 800 700

Q; , нм3/час

к

А

/

/

уА

/

/

100 100 200 300 400 500 600 700 800 900 б)

Q.,

нм3/час

Рис. 6. Экспериментальные результаты (для моделируемых нефтегазовых потоков):

а - расхода жидкости; б - расхода газа.

Примеры применения информационных моделей (И) и (12) при контрольных измерениях расхода на различных режимах работы

400 360 320

280

240 200 160

120

гаюкондснсатной скважины № 2275 Уренгойского месторождения приведены па рис. 7. Здесь представлены зависимости "истинных" объемных расходов газа (_)_, и конденсата <2к ог расчетных (Л и (2К, вычисленных по сигналам флуктуации давления и моделям (11) и (12). "Истинные" расходы вычислены на основе данных газодинамических исследований и результатов измерений с помощью сепарационной установки.

, ,тыс.нм'/сут () тыс.нм-'/сут

75-

/

/

/

/

/ /О

/

/

65

55

45

35 25

120 160 200 240 280 320 360 400

а

тыс.нм'/сут

25 35 45 55 65 75

а.

тыс.нм3/сут

а) б)

Рис. 7. Результаты контрольных измерений расхода ¿азоконденсатной скважины: а) - по газу; б) - по нестабильному конденсату.

Приведенные среднеквадратические погрешности отклонения экспериментальных точек от аппроксимирующих прямых составили: по расходу газа - 2,07%, по расходу конденсата - 2,52%.

В целом, результаты экспериментальных исследований, выполненные на Метрологическом полигоне и в промысловых условиях, свидетельствуют об эффективности применения спектрометрического метода для измерения производительности газовых, газоконденсатных и нефтяных (с высоким расходным газосодержанием продукции) скважин. Точность вычисления расхода жидкости и газа достаточна для технологических целей.

Проведены исследования динамического диапазона измерений. Определены гидродинамические условия, обеспечивающие эффективную работу спектрометрического метода с минимальными погрешностями измерения расхода фаз. Получены алгоритмы, позволяющие рассчитать динамический диапазон измерения для заданных гидродинамических режимов эксплуатации нефтегазовых

скважин. Показано, что в первом приближении динамический диапазон измерения расхода фаз спектрометрическим методом можно принять равным трем (Оц=3).

Рассмотрены и исследованы технологические аспекты спектрометрического метода. Обоснованы технические решения по обустройству скважин спектрометрическими средствами измерения расхода, обеспечивающие минимальные погрешности. Эти решения реализованы практически на газонефтедобывающих предприятиях при массовом внедрении спектрометрических информационно-вычислительных систем.

Помимо измерения расхода, нами оценены перспективы применения спектрометрического метода для других технологических измерений. В частности, проведены предварительные исследования интенсивности и спектрального состава флуктуационных процессов, вызванных фильтрацией флЮИДОВ В ПОриСТЫХ средах пород-коллекторо«- Эти исследования показали, что спектрометрический метод эффективен для контроля процессов фильтрации флюидов в призабойной зоне скважин, а также для анализа состояния сложных геотехнических систем, таких как пласт-скважина. Разработаны и апробированы в промысловых условиях новый комплексный метод и технические средства для исследования пластов и скважин, основанные на спектральном анализе естественных флуктуационных процессов в геотехнических системах.

Пятая глава посвящена разработке и созданию информационно- вычислительных систем (ИБС) контроля режима эксплуатации скважин на основе спектрометрического метода измерения.

Научной базой для создания ИБС послужили фундаментальные труды известных отечественных ученых в области построения информационно-измерительных систем широкого применения (работы М.П.Цапенко, В.М.Шляндина В.Н.Малиновского, Л.Ф.Куликовского, Е.Н.Браго, А.М.Мелик-Шахназарова, Т.М.Алиева и др.). .

Нами созданы и эксплуатируются системы двух типов:

- мобильные ИВС;

- стационарные ИВС.

Мобильные ИВС предназначены для планового контроля режима эксплуатации неэлектрифицированных скважин (по мере необходимости). Измерения выполняются при участии оператора. Стационарные ИВС предназначены для непрерывного контроля режима эксплуатации электрифицированных скважин. Измерения выполняются автоматически по заданной программе.

Мобильные и стационарные ИВС реализованы по единой обобщенной структурной схеме (рис. 8). Они включают скважинное измерительное устройство, линию связи (ЛС) и вычислительное

устройство. Скважинное измерительное устройство (СИУ) предназначено для преобразования физических величин в электрические и их предварительной обработки. Оно содержит датчик флуктуаций давления (ДФ), датчик температуры (ДТ), датчик давления (ДД) и устройство предварительного преобразования сигналов (УППС). Вычислительное устройство (ВУ) предназначено для функциональной обработки сигналов, вычисления и отображения параметров в поименованных единицах, хранения данных и градуировочных характеристик, а также для передачи данных на верхний уровень по стандартному интерфейсу.

Рис. 8. Обобщенная структурная схема ИВС контроля режима эксплуатации скважин.

СИУ ИВС обоих типов (мобильных и стационарных) устанавливается стационарно на трубопроводе на весь период эксплуатации. ВУ мобильных ИВС выполняется в виде переносного прибора и может эксплуатироваться с большим количеством СИУ. При проведении измерений ВУ подключается к СИУ с помощью гибкого кабеля. ВУ стационарных ИВС жестко связано с определенным количеством СИУ и размещается стационарно на кусте скважин (или на отдельной скважине).

Положительные результаты промысловой эксплуатации первых опытных моделей ИВС, построенных на основе спектрометрического метода, послужили основанием для разработки единых принципов построения ИВС учета продукции с целью создания гибкой системы информационного обеспечения технологического процесса добычи на нижнем уровне (на уровне куста скважин). В соответствии с этими принципами разработаны и освоено производство различных , моделей (и их модификаций) ИВС контроля режима работы скважин ("Поток-3", "Поток-4", "Поток-5")- Обеспечен модульный принцип построения измерительных систем, при котором переход к более сложной модели или ее модификации осуществляется простым

наращиванием унифицированных модулей при сохранении базовых конструктивных и схемотехнических решений основных узлов. Модели и основные модификации мобильных и стационарных измерительных систем, построенных по модульному принципу, приведены в таблице 2.

Модульный принцип построения положен в основу и скважинных измерительных устройств и вычислительных устройств. При создании этих устройств потребовалось решить сложную техническую задачу эффективной селекции информативных сигналов в широком динамическом и частотном диапазонах. Информация о регистрируемых сигналах флуктуации давления приведена в таблице 3.

По данным таблицы 3 можно составить представление о сложности решения задачи выделения полезных сигналов в таком широком динамическом диапазоне и при таком высоком уровне шумов. Нами эта задача решена на основе многоэтапных последовательных преобразований сигналов флуктуаций давления с помощью специально разработанных модульных функциональных устройств.

Таблица 3.

Основные параметры сигналов флуктуаций давления.

Наименование Частотный диапазон, Гц Уровень (с.к.з) или амплитуда (А) сигнала, мкВ

Канал вычисления расхода газа и жидкости 20 -н 600 п-103-=-п-105 (с.к.з)

Канал вычисления интенсивности выноса шлама 3-Ю4- 105 пТО -í- п-103 (А)

Канал вычисления интенсивности выноса песка 10s -ь 106 п-1 -нп- 102(A)

Помехи 1 + 20 до п-105 (с.к.з)

." _ 103-ь 104 до п-106 (А)

п = (1;9)

Структурная схема базового измерительного преобразователя флуктуаций давления модульного СИУ приведена на рис. 9. Преобразователь формируеттри информационных канала - "расход", "песок" и "шлам", соответственно, с частотными выходами Fq, F„ и Fui. Он содержит два пьезокерамических чувствительных элемента ПКЭ-1 и ПКЭ-2 и десять функциональных модульных устройств Ml -т- М10. При построении модулей использована субминиатюрная технология поверхностного монтажа. В составе каждого модуля от 30 до 150 элементов.

Выходной сигнал первого пьсзоксрамичсского элемента используется для формирования двух информационных каналов: "расход" и "песок". Частотные диапазоны этих каналов отличаются существенно, поэтому информационные сигналы могут быть эффективно выделены. Из выходного сигнала второго пьсзоксрамичсского элемента формируется информационный канал "шлам", предназначенный для регистрации водоглннопесчаной смеси в мелкодисперсном состоянии.

упринлепие о г НУ

Рис. 9. Структурная схема измерительного преобразователя флуктуации давления модульного СИУ.

Модуль М1 предназначен для выделения и формирования сигнала канала "расход" (ФСКР) и его масштабирования с помощью управляемого усилителя УМУ. Кодовый сигнал управления масштабированием поступает от процессора вычислительного устройства. Модуль М2 - это преобразователь напряжение - частота

(и/р).

Модули МЗ и М4 содержат в своем составе согласующие усилители высоких частот (СУВ-1 и СУВ-2) с регулируемыми коэффициентами усиления ' (РУ). Регулировка усилением осуществляется непрерывно за счет введения местного АРУ. Модули М5 и Мб - это активные полосовые фильтры (АПФ-1) и (АПФ-2),

которые выделяют сигналы каналов "песок" и "шлам" в информативных диапазонах частот. Модули М7 и М8 предназначены для формирования последовательности пачек импульсов формирователями ФИ-I и ФИ-2. Число импульсов в одной пачке зависит от интенсивности единичного ударного воздействия частиц песка и шлама. Формирователи импульсов содержат в своем составе регулируемые и нерегулируемые пороговые устройства (РПУ) и (НПУ). Эти устройства предназначены для выделения полезного сигнала ударного воздействия на фоне шумов. Уровень срабатывания порогового устройства канала "песок" регулируется в зависимости от скорости многофазного потока. Это обеспечивает помехоустойчивость канала "песок" к ударному воздействию мелкодисперсных капель жидкости. Сигнал управления регулированием поступает от вычислительного устройства. Модули М9 и М10 предназначены для преобразования выходных частотных сигналов в напряжение (F/U) управления регулируемыми усилителями РУ-1 и РУ-2.

Разработанный измерительный преобразователь позволяет выделять полезные сигналы каналов "расход", "шлам" и "песок" при эффективном подавлении помех высокого уровня (шумовые сигналы акустического резонанса в трубопроводной системе).

Реализация модульного принципа построения скважинного измерительного устройства позволила обеспечить:

- гибкость и многофункциональность измерительных систем;

- адаптацию к конкретным условиям эксплуатации и обустройства скважин;

взаимозаменяемость моделей и возможность их переоснащения;

- удобство при эксплуатации и обслуживании.

Типовая структура ВУ (рис. 10) включает два базовых модуля, каждый из которых содержит процессор, работающий под управлением собственного программного обеспечения. Один из модулей является ведомым (slave) устройством по отношению к другому, другой -. ведущим (master). Связь между модулями осуществляется по высокоскоростному последовательному каналу. Slave-модуль выполняет в непрерывном измерительном цикле аналого-цифровое преобразование, масштабирование, цифровую фильтрацию, предварительную функциональную обработку информационных сигналов, а также передачу измерительных данных в master-модуль. Master-модуль периодически принимает от slave-модуля форматированную последовательность измерительных данных, производит расчет параметров в поименованных единицах, накопление информации в энергонезависимом запоминающем устройстве, а также ввод необходимых при вычислениях величин и вывод результатов посредством вспомогательных модулей

клавиатуры и индикации. Результаты измерений передаются на верхний уровень через дополнительный последовательный порт.

Для построения ВУ на основе такой модульной структуры используются промышленные одноплатные микроконтроллеры фирм Octagon Systems и Analog Devices.

Управление СИУ

Рис. 10. Структурная схема модульного ВУ.

Программное обеспечение (ПО) master-модуля написано на языке высокого уровня Си и имеет интерфейс с пользователем типа меню, индикацию подсказок и сообщений на жидко-кристаллическом дисплее в случае некорректных действий пользователя или при сбоях оборудования. Кроме того, ПО производит самодиагностику и тестирование оборудования, входящего в состав ВУ. ПО поддерживает два стандартных последовательных

коммуникационных порта COMI и СОМ2, работающих по протоколу RS-232. COMI - используется для связи master-модуля с верхним уровнем АСУ ТП. СОМ2 предназначен для настройки контроллера цифровой обработки сигнала и приема из него измерительной информации. Программное обеспечение допускает увеличение количества последовательных каналов связи до четырех и использование протоколов RS-422/485. Дальнейшие модификации ПО, предоставляющие пользователю дополнительные возможности, могут производиться без значительных временных затрат и внесения аппаратных изменений. Модификация ПО проста, легко технически реализуема на базе персонального компьютера без применения специальных технических и программных средств отладки.

Программное обеспечение slave-модуля написано на языке ассемблер процессора ADSP2181. ПО состоит из основной программы (ОП), вычислительных подпрограмм и подпрограмм обработки прерываний.

В работе дано описание созданных промышленых моделей мобильных и стационарных измерительных систем серии "Поток", построенных на основе модульной технологии. Исследованы метрологические характеристики информационных каналов этих систем. Приведены результаты промысловых испытаний, свидетельствующие о высоких эксплуатационных показателях и хороших метрологических характеристиках ИБС серии "Поток", удовлетворяющих требованиям технологического контроля режима эксплуатации скважин.

3. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Проведен анализ отраслевых проблем контроля режима эксплуатации нефтегазовых скважин и на этой основе сформулированы и обоснованы технические требования к средствам измерешк расхода продукции. С учетом этих требований оценены новые разработки в области расходометрии и показано, что перспективными являются флуктуационные методы измерения, основанные на статистическом анализе характеристик естественных флуктуационных процессов в многофазном потоке и установлении их связи с расходом фаз смеси. Особого внимания заслуживает идея использования в качестве информативного параметра о расходе фаз потока - спектральных характеристик флуктуационного процесса в трубопроводе со специальным сужением (формирователем потока).

2. На основе большого объема специально спланированных и поставленных исследований, анализа результатов многочисленных активных факторных экспериментов разработан измерительный преобразователь расхода фаз многофазного потока, обоснована и оптимизирована его конструкция. Этот измерительный преобразователь позволяет унифицировать многообразные режимы течения смеси и провоцирует в гидродинамической системе флуктуационный процесс с определенными информационными свойствами частотного спектра мощности.

3. Разработаны научные основы спектрометрического метода измерения расхода фаз в многофазном потоке, базирующиеся на результатах аналитико-статистических исследований флуктуационного процесса и его частотного спектра в гидродинамической системе со специальным сужающим устройством. Построены информационные модели флуктуационных процессов в однофазном и многофазном потоках, получены информационные модели расхода газа и жидкости в смеси.

4. Разработаны и созданы экспериментальные системы и технологические установки для моделирования различных режимов течения многофазных потоков, проведения и анализа многофакторных активных экспериментов по установлению

функциональных связей спектральных характеристик флуктуационного процесса с расходными параметрами потока. Разработан и создан датчик флуктуаций давления специальной конструкции для регистрации турбулентности и ударного воздействия примесей. Исследованы метрологические характеристики экспериментальных измерительных систем и флуктуационного датчика.

5. Проведены исследования и'анализ информационных свойств флуктуационного процесса в многофазном потоке. Установлено, что в условиях высокоскоростных потоков нефтегазовых скважин при неизменном расходе фаз флуктуации давления в трубопроводе с сужающим устройством представляют случайный стационарный процесс. Изучены основные статистические характеристики. Показано, что наибольший практический интерес для измерения расхода фаз представляет частотный спектр мощности. Исследования спектрального состава флуктуационных процессов, выполненные с использованием приемов дисперсионного анализа, позволили определить частотные компоненты мощности, имеющие максимальную корреляционную связь с расходом фаз в потоке нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин и на этой основе оценить информативные частотные области со значимыми различиями влияния расхода фаз потока на мощность спектральных составляющих. Эти частотные области выбраны базовыми для вычисления расхода фаз.

6. Проведены экспериментальные исследования спектрометрического метода, подтвердившие адекватность разработанных информационных моделей расхода в широком диапазоне гидродинамических условий эксплуатации нефтегазовых скважин. Исследованы и проанализированы погрешности измерения расхода фаз спектрометрическим методом. Проведены исследования динамического диапазона измерений и определены гидродинамические условия, обеспечивающие эффективную работу спектрометрического метода с минимальными погрешностями. Разработаны и обоснованы технические решения по обустройству скважинных линий спектрометрическими измерительными средствами, отвечающие условиям минимизации погрешностей вычисления расхода фаз.

7. Проведены исследования и оценены перспективы применения спектрометрического метода для анализа состояния сложных геотехнических систем пласт-скважина. Разработаны и апробированы в промысловых условиях технические средства контроля процессов фильтрации флюидов в пласте-коллекторе призабойнон зоны скважины, основанные на спектральном анализе естесгвенных флуктуационных процессов в геотехнической системе.

8. Разработаны принципы построения ИВС контроля режима эксплуатации скважин на основе спектрометрического метода.

Предложены и исследованы структуры, разработаны схемотехнические решения и созданы универсальные модульные функциональные устройства для построения различных моделей ИБС. Разработана и создана целая гамма мобильных и стационарных ИВС контроля режима эксплуатации скважин серии "Поток". Исследованы метрологические характеристики информационных каналов этих систем. Проведены промысловые испытания, подтвердившие высокие эксплуатационные показатели и хорошие метрологические характеристики ИВС серии "Поток", удовлетворяющие требованиям технологического контроля режима эксплуатации скважин.

9. ИВС серии "Поток" включены проектными организациями РАО "ГАЗПРОМ" в технологические схемы обустройства ряда новых месторождений в составе АСУ ТП нижнего уровня добычи. Массовое внедрение и эксплуатация этих систем с 1994 года на газоконденсатных и нефтяных скважинах крупнейшего Уренгойского месторождения наряду с другими технологическими мероприятиями способствовали повышению коэффициентов эксплуатации скважин, что позволило добыть дополнительно значительные объемы углеводородного сырья.

Основные положения диссертации изложены в работах:

1. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Информационная модель газожидкостного потока. Приборы и системы управления, 1995, № 3.

2. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.С.Битюков, Г.А.Ланчаков. Автоматизированный контроль режимов работы скважины. Газовая промышленность, 1995, № 12.

3. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Автоматизированный контроль режимов работы газовых и газоконденсатных скважин. Труды ГАНГ им. И.М.Губкина, выпуск 243 "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, 1996.

4. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.С.Битюков, Г.А.Ланчаков. Создание и опыт. эксплуатации информационно-измерительных систем контроля нефтегазовых скважин. Тезисы докладов 2-й научно-технической конференции, посвященной 850-летию г.Москвы "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, 1997.

5. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Информационные системы контроля технологических режимов работы нефтегазовых скважин. В сб. тезисов докладов международной конференции "Технологии и системы сбора, обработки и представления информации". Международный конгресс по информатизации, Рязань, 1993.

6. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин и др. Способ определения дебита скважин. Патент РФ№ 1060791, 1991.

7. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.Ю.Карташов. Способ измерения расхода фаз газожидкостного потока. Положительное решение от 17.02.97г. о выдаче патента на изобретение по заявке №96114284/03 (020517) от (7.07.96г.

8. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, Г.А.Ланчаков и др. Устройство для контроля дебита газовых, * газоконденсатных и нефтяных скважин. Положительное решение от 11.02.97г. о выдаче патента на изобретение по заявке № 96112567/03 (018339) от 18.06.96г.

9. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.С.Битюков и др. Устройство для контроля дебнтов компонентов продукции скважин. Положительное решение от 11.02.97г. о выдаче патента на изобретение позаявке№ 96112568/03 (018338) от 18.06.96г.

10. Ю.П.Коротаев, Б.Г.Меньшов, О.В.Ермолкин и др. Устройство для контроля рассредоточенных объектов. Авторское свидетельство № 1580416 (СССР), 1990.

11. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.Ю.Карташов и др. Перспективы автоматизированного контроля работы скважин на основе современных технологий. В сб. докладов XI научно-технической конференции "Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях", Москва, 1995, т.1.

12. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Автоматизация контроля режимов работы скважин. Тезисы докладов научно-технической конференции, посвященной 70-летию первого выпуска российских инженеров-нефтяников "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, 1994.

13. О.В.Ермолкин, Г.А.Ланчаков,Г.Г.Кучеров и др. Результаты промысловой эксплуатации и перспективы использования флуктуационных средств измерения дебита скважин нефтегазоконденсатных месторождений. В сб. докладов X юбилейной научно-технической конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири", Москва, 1994.

14. О.В.Ермолкин, Г.А.Ланчаков, Г.Г.Кучеров, А.Н.Кульков. Оперативный контроль дебита скважин, эксплуатирующих нефтяные оторочки. Газовая промышленность, 1993, № 11.

15. О.В.Ермолкин, В.Ю.Карташов, М.А.Гавшин и др. Опыт создания и внедрения флуктуационных средств измерения дебита скважин на Уренгойском НГКМ. Тезисы докладов X юбилейной научно-технической конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири", Новый Уренгой, 1993.

16. Е.Ф.Афанасьев, Ю.П.Коротаев, О.В.Ермолкин и др. Акустическая эмиссия газовых потоков в горных породах. В сб. аннотаций докладов VII Всесоюзного съезда по теоретической и прикладной механике, М., 1991.

17. Ю.П.Коротаев, Е.Ф.Афанасьев, С.П.Сибирев, О.В.Ермолкин. Теоретические основы акустико-гидродинамического

метода исследования скважин и пластов. В сб.: "Проблемы бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений". Сб. научных трудов МИНГ№214, 1989.

18. Ю.П.Коротаев, О.В.Ермолкин, С.П.Сибирев, А.А.Епифанов. Контроль режима работы газовых скважин. В сб.: "Нефть и газ Западной Сибири". Сб. научных трудов МИНГ, 1990.

19. О.В.Ермолкин, С.П.Сибирев, М.Г.Требин, А.А.Епифанов, Г.Г.Кучеров. Разработка и опыт эксплуатации системы контроля технологических режимов работы газовых скважин Уренгойского месторождения. В сб.: "Особенности разработки и эксплуатации сеноманских и неокомских залежей Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, Северо-Уренгойского газоконденсатных месторождений". Тезисы докладов VII региональной научно-технической конференции, Н.Уренгой, 1990.

20. Ю.П.Коротаев, А.П.Иванчук, О.В.Ермолкин, С.П.Сибирев. Акустико-гидродинамический метод исследования коллекторов ксфтк и газа. Депонирована во BHKK3i£UupoMc, № 475Д. Опубл. "Газовая промышленность", 1988, №6.

21. Ю.П.Коротаев, С.П.Сибирев, О.В.Ермолкин, В.М.Дубинин. Метод исследования скважин, эксплуатирующих слабосцементированные коллекторы. ЭИ "Нефтегазовая геология и геофизика", 1987, вып. 9.

22. Ю.П.Коротаев, О.В.Ермолкин, С.П.Сибирев, А.П.Иванчук. Акустические исследования газовых скважин с жидкостью на забое. Газовая промышленность, 1987, №8.

23. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин. Особенности применения флуктуационного метода измерения дебита газлифтных скважин. Нефтяное хозяйство, 1987, № 1.

24. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин к др. Многоканальная ИИС поточного определения дебита газлифтных скважин. Нефть и газ, 1984, № 8.

25. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин. Многоканальная ИИС учета дебита жидкости и газа куста газлифтных скважин. Тезисы докладов Всесоюзной конференции по измерительным информационным системам "ИИС-83", Куйбышев, 1983.

26. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин. Измерение дебита газлифтных скважин флуктуационным методом. Нефтяное хозяйство, 1983, № 11.

27. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин. Измерение дебита скважин по флукгуациям давления. Нефтяное хозяйство, 1983, № 10.

28. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.В.Ермолкин. Измерение дебита и диагностика газлифтных скважин по пульсациям давления. Тезисы докладов Всесоюзной конференции по измерительным информационным системам "ИИС-81", Львов, 1981.

29. Е.Н.Браго, А.В.Царев, О.И.Королев, О.В.Ермолкии. Флуктуационный метод исследования режимов работы скважин. Нефтяное хозяйство, 1980, № 7.

30. О.В.Ермолкии. Флуктуационный метод измерения дебита нефтегазовых скважин. В кн.: Молодежь и научно-технический прогресс в нефтяной и газовой промышленности. Тезисы докладов Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов. М., 1981.

31. О.В.Ермолкии. Флуктуационный метод измерения расхода жидкости в потоке газожидкостной смеси. В сб.: Автоматика и вычислительная техника в газовой и нефтяной промышленности. Деп. во В Н И ИЭгазпроме 9.07.80г. № 375гЗ/11-Д80.

32. О.В.Ермолкии. Цифровой измерительный преобразователь для измерения расхода газа. Межвузовский сборник научных трудов "Измерительные преобразователи", Омск, 1979.

33. О.В.Ермолкии. О цифровом моделировании уравнения расхода газа в потоке. В сб.: "Оптимизация технологических процессов в газовой и нефтяной промышленности". Опубл. в библ. указателе ВИНИТИ "Депонированные рукописи", 1978, № 12.

Подписано в печать »

Заказ № ffß Тираж f 5

Типография издатсльстпа «Hcc¡)tb и газ»