автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения расхода нефтеводогазового потока

/С

На правах рукописи

ДРОБКОВ ВЛАДИМИР ПЕТРОВИЧ

Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения расхода нефтеводогазового потока

05 11 16 - Информационно-измерительные и управляющие системы (технические науки)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

003071899

Москва - 2007

003071899

Работа выполнена в ООО «Индустриальная компания», г Москва

Научный консультант

академик РАН, д т н , профессор

Геннадий Алексеевич Филиппов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор доктор технических наук, профессор доктор технических наук, профессор

Олег Викторович Ермолкин Евгений Михайлович Прошин Адольф Иванович Трофимов

Ведущая организация:

ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», г Казань

Защита состоится 2007 г в аудв / $ ч

на заседании диссертационного совета Д 212 200 09 при Российском государственном университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И М Губкина

Автореферат разослан « /Л»_ ^¿¿Л 2007 г

Ученый секретарь диссертационного

совета, к т н Д н Великанов

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Измерение дебита нефтяных скважин представляет собой актуальную и вместе с тем весьма сложную проблему, возникающую при разработке месторождений Особенно эта проблема обострилась в условиях платного недропользования, поскольку является решающей во взаимоотношениях Между нефтедобывающими предприятиями и государством Актуальность этой проблемы определяется также необходимостью повышения эффективности нефтедобычи, что невозможно без качественного оперативного контроля эксплуатационных режимов нефтяных скважин

Сложность этой проблемы состоит в том, что выходной продукцией скважин является смесь нефти, пластовой воды и попутных газов Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения нефтеводогазового потока Кроме того, эта смесь содержит некоторое количество твердых углеводородов (парафин, церезин и др), а также минеральные частицы и другие механические примеси

Традиционные методы и информационно-измерительные системы контроля производительности скважин, основанные на предварительной сепарации свободного газа, а иногда разделении и жидких компонентов, не отвечают сегодняшним потребностям отрасли и современному уровню развития информационно-измерительных технологий Применяемые в настоящее время сепарационные блочные групповые замерные установки имеют значительные массогабаритные характеристики, что затрудняет их транспортировку на вновь обустраиваемые месторождения, особенно в труднодоступных северных и восточных регионах страны К тому же, используемые сепарационные устройства не обеспечивают полного отделения газовой фазы, что приводит к погрешности измерения количества продукции скважины Существенным недостатком таких установок является выборочный контроль дебита отдельных скважин куста и дискретность показаний, определяемая временем накопления отделяемой фазы в сепарационной емкости В результате объем и достоверность получаемой информации недостаточны для выработки оптимальных и экономически обоснованных технических решений по режимам эксплуатации и срокам ремонта фонда нефтяных скважин Отсутствие постоянной информации приводит к простою скважин, преждевременному износу оборудования и создает предпосылки к возникновению аварийных ситуаций

Таким образом, можно сделать вывод, что задача разработки новых методов и информационно-измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока без использования сепарационных устройств весьма остро стоит перед исследователями Необходимо создание приемлемых по стоимости, простых и надежных систем, обеспечивающих непрерывный контроль эксплуатационных параметров скважин, и, прежде всего, расходных характеристик компонентов нефтеводогазового потока

С начала 80-х годов над этой проблемой работают российские и зарубежные специалисты Для решения данной задачи многие исследователи пытались применить классические методы и устройства измерения расходов однофазных потоков Используются различные сужающие устройства, тахо-метрические расходомеры, камерные счетчики и т д, подключаемые к информационной системе на основе персонального компьютера Подобный подход использован при создании известных многофазных измерительных систем "AGAR MPFM-301" и "AGAR MPFM-401" американской компании "AGAR Corporation" Однако в условиях эксплуатации эти измерительные системы показали низкую надежность Кроме того, масса и габариты этих установок оказались весьма значительными

Наибольшую известность получили бессепарационные многофазные расходомеры, в которых наряду с другими используются методы просвечивания потока ионизирующими излучениями К ним относятся такие измерительные системы как "Fluenta-Roxar MPFF-1900VI", "Framo-Schlumberger Phase Watcher Vx", "Mixmeter" Следует отметить, что при эксплуатации подобных измерительных систем могут возникнуть сложности, связанные с необходимостью тщательного выполнения предписаний и правил радиационной безопасности, действующих в Российской Федерации

Кроме того, для решения этой задачи разрабатывались информационно-измерительные системы, в которых использовались методы измерений, основанные на регистрации изменений различных физических величин контролируемого потока электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости, кинетической энергии жидкой и газовой фаз, флуктуации физических параметров смеси, ядерного магнитного резонанса Однако они не нашли широкого применения в нефтедобывающей промышленности в силу различных причин, основной из которых является недостаточная точность измерений

Поток нефтеводогазовой среды на выходе скважины представляет собой сложную и изменяющуюся по составу и скорости движения смесь газовой и жидкой (нефтеводяная эмульсия) фаз и отличается многообразием структурных форм и режимов движения Поэтому измерение расхода фаз такого потока без предварительной сепарации представляется сложной научно-технической задачей

Учитывая вышеизложенное, проблема разработки новых методов измерения расхода продукции нефтяных скважин и создание на их основе информационно-измерительной системы нового поколения является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли.

Наши многолетние исследования в области двухфазных потоков и измерительной техники и полученные обнадеживающие результаты позволили наметить пути решения этой задачи Это теоретическая и практическая разработка нового метода измерения расходных характеристик нефтеводогазо-вого потока на основе определения локальных параметров многофазного потока акустическими средствами А также разработка информационной модели, связывающей локальные параметры потока с его интегральными рас-

ходными характеристиками Учитывая современные достижения в области микроэлектроники и вычислительной техники, такой путь решения проблемы стал перспективным и экономически обоснованным

Цель работы

На основе теоретических и экспериментальных исследований газожидкостных потоков разработать и научно обосновать новый метод измерения расхода многофазных потоков ультразвуковыми средствами, создать и внедрить на нефтяных месторождениях России информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов продукции нефтяных скважин

Для достижения этой цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие основные задачи

- экспериментально исследованы физические параметры нефтеводога-зового потока, включая акустические свойства нефтеводяной эмульсии,

- проанализированы гидродинамические характеристики режимов течения многофазной смеси в вертикальном канале,

- физически обоснованы и исследованы новые методы определения параметров нефтеводогазового потока скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания в локальных точках,

- разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения параметров нефтеводогазового потока в локальных точках,

- разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками,

- создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока,

- создана методика и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным,

- разработаны и внедрены информационно-измерительные системы измерения расхода нефтеводогазового потока на скважинах отечественных месторождений,

- проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы на эксплуатационную надежность на нефтяном месторождении

Методы исследования

Исследования по распространению ультразвука в нефтеводяной эмульсии выполнены на специально созданных лабораторных экспериментальных установках Использовались метрологически аттестованные измерительные приборы и образцы эмульсии и нефти, полученные из нефтяных скважин Пермского края

Исследования адекватности созданной информационно-измерительной системы проводились на специальном проливочном стенде, аттестованном

Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии России На этом стенде выполнены исследования гидромеханики многокомпонентного потока, отработаны математические модели связи расходных характеристик потока с параметрами среды, измеряемыми акустическими датчиками

Разработка информационной модели, связывающей локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками, проводилась при помощи моделирования на персональном компьютере с использованием сертифицированного программного комплекса

Научная новизна

Новые результаты, полученные в работе, заключаются в следующем

1 Предложены, обоснованы и развиты научные основы нового класса измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазо-вого потока на основе определения его локальных параметров акустическими средствами

2 Разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры многофазного потока с его интегральными расходными характеристиками Предложен новый подход к измерению характеристик нефтеводогазового потока, базирующийся на определении статистически осредненных локальных параметров среды и вычислении на этой основе его интегральных расходных характеристик

3 На основе экспериментальных исследований установлена взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками

4 Разработаны и обоснованы новые конструкции ультразвуковых преобразователей для определения локальной скорости потока, локального объемного газосодержания нефтеводогазового потока и обводненности нефтеводяной эмульсии

5 Предложена и обоснована конструкция гидродинамического канала для размещения измерительных преобразователей

6 Разработана и обоснована структура информационно-измерительной системы контроля расходных характеристик нефтедобывающей скважины

7 Создана методическая и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности

Создана информационно-измерительная система для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока «Ультрафлоу», в которой достигнуто существенное улучшение важнейших эксплуатационных характеристик обеспечена долговременная устойчивая работа системы на месторождениях в северных районах страны при значительных отрицательных температурах окружающего воздуха, осуществлена дистанционная пе-

редача данных измерений по радиоканалу на дистанцию до 20 км, достигнута более высокая точность измерения расхода потока, более чем на порядок снижены массогабаритные характеристики относительно традиционных измерительных систем

Разработан и построен измерительный испытательный стенд, позволяющий организовать течение модельного многокомпонентного потока с расходными и физическими характеристиками, воспроизводящими реальное движение продукции скважин Стенд сертифицирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включен в Государственный реестр средств измерений На этом стенде выполнен цикл исследований гидромеханики многокомпонентного потока в широком диапазоне изменения режимных параметров, отработаны математические модели связи расходных характеристик потока с параметрами среды, измеряемыми акустическими датчиками

Выполнены исследования опытных образцов компонентов измерительной системы и в целом опытно-промышленного образца многофазного расходомера «Ультрафлоу»

Разработанная информационно-измерительная система «Ультрафлоу» была установлена на кусте скважин Уньвинского месторождения Пермского края, прошла опытно-промысловую эксплуатацию в течение четырех лет и в настоящее время используется как штатная измерительная система Система сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включена в Государственный реестр средств измерений ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» приступил к серийному производству измерительных систем «Ультрафлоу», которые востребованы нефтедобывающими предприятиями Первый серийный образец установлен на Чернушинском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» в многофазной системе сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин

На основе разработанных методов измерения локальных параметров нефтеводогазовой смеси и математических моделей определения расходных характеристик многофазного потока создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения количества компонентов продукции нефтяных скважин Тем самым решена важная научно-техническая проблема, имеющая большое значение для нефтедобывающей отрасли

На защиту выносятся следующие основные положения

1 Результаты анализа проблемы информационного обеспечения разработки и эксплуатации нефтедобывающих скважин, контроля режимов эксплуатации скважин, а также результаты оценки существующих методов и систем измерения их расходных характеристик

2 Результаты экспериментальных исследований физических параметров нефтеводогазового потока, в том числе, акустических свойств и вязкости нефтеводяной эмульсии, влияния температуры и гидродинамики

3 Разработанные новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения локальных параметров нефтеводогазового потока, их конструкции и функциональные схемы

4 Разработанная информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками

5 Принципы построения информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» для определения расхода компонентов продукции нефтяных скважин

6 Результаты исследования метрологических характеристик информационно-измерительной системы в стендовых условиях и результаты промысловых испытаний на скважинах отечественных месторождений

Апробация работы

Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались

- на семинаре «5th Workshop on Measurement Techniques for Steady and Transient Multiphase Flows» Rossendorf (Dresden), Germany - September 18-20, 2002,

- на научно-техническом совете ЗАО «Лукойл-Пермь» об опытно-промысловых испытаниях системы измерения «Ультрафлоу» Пермь, 12 июля, 2002,

- на научном семинаре по многофазным системам измерения дебита скважин ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 10-11 июля, 2003,

- на конференции «European Oil/Gas Industry Conference» Aberdeen, Scotland, Great Britain, September 4-7, 2003,

- на совещании главных метрологов ООО «ЛУКОЙЛ» «Метрологическое обеспечение учета энергоресурсов» Москва, 1-3 октября, 2003,

- на семинаре «Новые технологии в системе замера дебита, учета нефти и нефтепродуктов, мультифазные расходомеры» Нефтеюганск, ОАО «Юганскнефтегаз», 27 апреля, 2004,

- на семинаре «Multiphase Flow Measurement Seminar» Франция, Париж (Кламар), 14-19 декабря, 2004,

- на семинаре начальников управлений нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ» Пермь, 15 декабря, 2005,

- на техническом совещании «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», проведенном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ, ФГУП «ВНИИ расходометрии» Казань, 21-23 ноября, 2006

- на технических совещаниях в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ЮКОС», ОАО «Газпром-Геофизика» (в период 2001-06 гг )

Публикации

По теме диссертации опубликовано 22 работы, включая две монографии, два авторских свидетельства СССР, два патента РФ, патент Европейского патентного бюро, патент США, патент Канады, патент Китая и патенты других стран

Объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и семи приложений

Представленная работа изложена на 259 страницах машинописного текста, содержит 128 иллюстраций, 8 таблиц, список литературы содержит 233 наименования

1 СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы Указано на необходимость разработки новых методов измерения расхода компонентов продукции скважин Существенный прогресс может быть достигнут при использовании методов, основанных на ультразвуковом зондировании многофазного потока, и создании на этой базе информационно-измерительной системы нового поколения для оперативного контроля работы скважин и эксплуатации нефтяных месторождений Сформулированы цель диссертационной работы и основные задачи исследований

В первой главе рассмотрены проблемы информационного обеспечения измерения расхода продукции нефтяных скважин, которые обусловлены разнообразными физико-химическими, термодинамическими, гидродинамическими и другими свойствами и параметрами измеряемой среды, изменяющимися в широких пределах

Отмечено, что измеряемая среда представляет собой неоднородный многокомпонентный поток нефти, пластовой воды и попутного газа В этой среде присутствует также твердая фаза в виде песка, частичек горных пород, других механических примесей, а также твердых частичек углеводородов парафина, церезина и др Соотношение компонентов в измеряемой среде варьируется в широких пределах в зависимости от горно-геологических условий, технологии нефтедобычи, срока и времени эксплуатации скважины, а также других факторов Содержание воды в жидкой фазе (обводненность) может изменяться от нуля до значений близких к 100% В диапазоне обводненности до 50-60% смесь жидких компонентов образует эмульсию типа «вода в нефти» (обратная эмульсия), представляющую собой довольно однородную мелкодисперсную среду с включениями воды в виде глобул с наиболее вероятными размерами около 6-10 мкм При обводненности порядка 5575% происходит процесс инверсии - расслоения жидких компонентов с образованием эмульсии типа «нефть в воде» (прямая эмульсия), имеющей нефтяные включения разной формы и размеров По мере подъема смеси по лифту к устью скважины и снижения гидростатического давления из нефти (часто и из пластовой воды) выделяется попутный газ, количество которого зависит от газового фактора (количества газа в нефти при пластовом давлении), давления и температуры среды и обводненности эмульсии Увеличение количества свободного газа приводит к возрастанию числа и объема газовых включений Происходит динамический процесс их коалесценции, что приводит к смене режима течения газожидкостной смеси Гидродинамическая кар-

тина течения смеси определяется разными факторами величиной газосодержания, соотношением расходов жидкой и газовой фаз, физическими свойствами фаз и другими Причем течение смеси в устье скважины имеет нестабильный характер, гидродинамическая картина может существенно меняться во времени Возможны различные режимы течения газожидкостной смеси пузырьковый, снарядный, кольцевой, переходные режимы Как правило, не существует четких границ перехода от одной структуры течения смеси к другой Однако наиболее вероятным является снарядный режим течения

К настоящему времени разработан и апробирован целый ряд различных методов измерения тех или иных характеристик потоков, каждый из которых имеет свою область применения, а также достоинства и недостатки Для эффективного выбора наиболее подходящих методов измерения необходима систематизация и анализ известных способов и средств измерения характеристик движущихся газожидкостных многокомпонентных сред

В главе предложена классификация методов измерения параметров многокомпонентных потоков, позволяющая эффективно проанализировать их потенциальные возможности

Классифицировать методы целесообразно по виду измеряемой физической величины, что ведет к их делению на механические (статические и динамические) и методы, основанные на измерении характеристик поля электромагнитные, оптические, ядерно-физические и тепловые Первые, основаны на измерении вещественных параметров среды Причем, динамические механические методы фактически являются акустическими или вибрационными, использующими различные частотные диапазоны волн от инфразвука до ультразвука, а статические методы в литературе обычно называют механическими или прямыми В основу остальных положено измерение параметров электромагнитного или теплового поля, а также ядерного излучения При этом используются частоты электромагнитных волн в предельном случае от нулевой (постоянный ток) до сверхвысокочастотных радиоволн, а также оптический и рентгеновский диапазоны волн Их также можно отнести к динамическим методам

Как правило, непосредственно измеряемым параметром является либо интенсивность, либо частота, которые тем или иным образом связаны с контролируемым параметром потока

Рассмотрены конструкции известных многофазных расходомеров, их технические характеристики, достоинства и недостатки Отмечено, что в реальных конструкциях многофазных расходомеров, ввиду многопараметрич-ности задачи, часто используются одновременно несколько различных методов измерения тех или иных параметров потока

Известные методы измерения параметров многофазного потока, используемые для определения дебита нефтяных скважин, разделены по виду измеряемых физических величин Для удобства рассмотрения эти методы сведены в таблицы 1 и 2

Таблица 1 Методы измерения расходных параметров многокомпонентного потока

Вид измеряемой величины Измеряемая величина Используемая техника

механическая (статическая) перепад давления на местном сопротивлении диафрагмы, сопла и трубы Вентури, трубы Дала, расходомеры переменного перепада давления центробежные, напорные с трубкой Пито, с напорным усилителем

масса весы различных конструкций, датчики перепада давления

объем камерные и поршневые счетчики

сила измеритель гидродинамического давления потока на поворотную лопасть

частота вращения тахометрические, шариковые и роторно-шаровые расходомеры

механическая (динамическая) частота колебаний контролируемого потока (вихревые) датчик с телом обтекания, расходомеры с прецессией воронкообразного вихря, с автоколебаниями струи среды, вытекающей из отверстия

амплитуда изгибных колебаний измерительной трубки (кориолисовые) вибрационный массовый (кориолисовый) расходомер

время распространения ультразвуковых колебаний, частотный сдвиг, обусловленный эффектом Доплера, время переноса случайного возмущения на определенную дистанцию, гидродинамический шум (акустические) время-импульсные, фазовые и частотно-импульсные, доплеровские, корреляционные расходомеры, приемник шумового сигнала и анализатор

электромагнитная наводимая эдс при движении среды в магнитном поле электромагнитный расходомер

ядерно-физическая взаимная корреляция флуктуации сигналов двух просвечивающих устройств вычислитель функции взаимной корреляции

тепловая время переноса тепловой метки на определенной дистанции, вычислитель функции взаимной корреляции

теплоотвод от нагревательного элемента термоанемометр

Таблица 2 Методы измерения концентрационных параметров многокомпонентного потока

Вид измеряемой величины Измеряемая величина Используемая техника

механическая (динамическая) акустическая проводимость локального объема среды акустический зонд

затухание ультразвуковой волны в волноводе-пробнике акустоимпедансный датчик

резонансная частота пье-зокольца с контролируемой средой частотный анализатор

электромагнитная активная, реактивная или полная электропроводность среды кондуктометр, техника просвечивания СВЧ - диапазона, электрозонд

ядерно - физическая ослабление рентгеновского или гамма - излучения, или нейтронного потока просвечивание узким или широким лучом, использование двух источников излучения разной энергии, измерение энергетического спектра нейтронов

тепловая теплоотвод от нагревательного элемента термоанемометр

Количество и разнообразие существующих методов и приборов свидетельствует об отсутствии универсальных методов измерения многофазных потоков, пригодных для практического применения, и о продолжении поиска новых средств и приемов контроля нефтеводогазовых потоков

Дается оценка целесообразности применения рассмотренных методов измерений при разработке многофазного расходомера для российских месторождений

Механические (статические) методы позволяют непосредственно измерять расходы жидкой и газовой фаз потока при условии их предварительного разделения Однако они не пригодны для динамических измерений и определения доли воды в эмульсии без предварительной сепарации

На основе электромагнитных методов можно сравнительно легко определять обводненность нефтеводяной эмульсии и объемную концентрацию газовой фазы после сепарации потока Однако измерения расходных характеристик практически невозможны из-за низкой электропроводимости нефти Ядерно-физические методы позволяют проводить измерения концентрационных характеристик среды без непосредственного контакта датчика с потоком Тем не менее, потенциальная опасность и учет специальных требований по защите и охране источников излучения делают их практическое применение проблематичным

Использование тепловых методов затруднено из-за необходимости применения мощных точечных и пульсирующих источников тепловой энер-

гии, долговременная стойкость которых вызывает сомнения Кроме того, реальная технология осуществления таких методов в нестационарном двухфазном потоке в настоящее время отсутствует

В конце главы делается вывод, что механические (динамические) методы, прежде всего акустические, имеют наиболее широкий диапазон применимости и обладают наибольшими возможностями по определению разнообразных параметров двухфазного многокомпонентного потока Это связано, во-первых, с многопараметричностью акустического сигнала, распространяющегося в контролируемой среде и изменяющегося при изменении параметров потока (скорости распространения, затухания, дисперсии, допле-ровского сдвига и т д ) Во-вторых, с тем, что на распространение акустических колебаний не оказывают существенного влияния температура и давление среды В-третьих, с тем, что датчики компактны, имеют значительный ресурс работы и могут быть выполнены из коррозионно-устойчивых материалов

Именно поэтому для создания современной информационно - измерительной системы определения расхода продукции нефтяных скважин, удовлетворяющей вышеизложенным требованиям, предложено использовать ультразвуковые методы

Комбинация различных ультразвуковых методов, использующих единую технологическую и системную основу, позволяет измерять основные расходные и концентрационные характеристики потока без предварительной его сепарации При этом определение расходных параметров продуктов скважины можно проводить с использованием соответствующих информационных математических моделей, описывающих гидродинамическую картину течения потока

Вторая глава посвящена рассмотрению физических свойств и особенностей нефтеводяных газожидкостных смесей

Отмечается, что нефтеводяная эмульсия в промысловых скважинах является термодинамически неустойчивой системой, при движении в ней постоянно происходят процессы диспергирования и коалесценции Стойкость нефтяным эмульсиям придает образование на поверхности глобул дисперсной фазы адсорбционно-сольватных слоев природных эмульгаторов, в состав которых входят высокомолекулярные компоненты нефти, соли нафтеновых кислот и тяжелых металлов, твердые минеральные и органические вещества Таким образом, физические свойства нефтеводяных эмульсий в значительной степени зависят от условий их образования и прочности оболочек дисперсных включений

Описаны основные физические параметры нефтеводяных эмульсий плотность, вязкость и дисперсность Исследована вязкость эмульсий Суха-новского и Уньвинского месторождений Пермского края, на которых проводились испытания макетных и опытных образцов системы «Ультрафлоу» (Рис 1)

Выявлена существенная зависимость вязкости обратных эмульсий от температуры и обводненности, которая может быть описана аналитической зависимостью

а ешс +(\-а) еР

цгЯ

Башкиро-Намюрский

где ^оСО - вязкость нефти, Ж — относительная обводненность, а, Ъ, с, р, д -эмпирические коэффициенты для различных нефтяных горизонтов

Степень диспергированности фазы является важным параметром, существенно влияющим на вязкость эмульсии Согласно нашим исследованиям, подтвержденным литературными источниками, вязкость неф-теводяных эмульсий обратно пропорциональна среднему размеру диспергированных капель

Часть материала главы посвящена исследованию акустической проводимости эмульсии и скорости распространения в ней звука

Выбор акустических методов и характеристик ультразвука для системы контроля параметров нефтеводяной эмульсии в значительной мере зависит от величины затухания ультразвуковых волн в контролируемой среде Поэтому для определения акустической проводимости эмульсии была изготовлена экспериментальная установка и проведен цикл измерений В качестве исследуемых жидкостей использовались водопроводная вода, концентрированный раствор поваренной соли (200 г/л), нефть из скважин Уньвинского месторождения, а также нефтеводяные эмульсии различной концентрации компонентов, приготовленных на основе этой нефти

По полученным данным найдены постоянные затухания а ультразвука в исследованных средах и их зависимость от обводненности на частотах 1 и 8 МГц (Рис 2)

При анализе полученных результатов отмечено, что на частоте 1МГц при переходе от гомогенной среды к гетерогенной эмульсии постоянная затухания увеличивается от 0,05 до 1,0 мм"1, то есть примерно в 20 раз Однако на частоте 8 МГц переход от гомогенной среды к эмульсии приводит к увеличению постоянной затухания от 0,05 до 0,5 мм"1 или только в 10 раз

0,2 0,4 0,6

Обводненность,

Рис 1 Зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от обводненности и температуры

20 30 40 Обводненность, %

Рис 2 Зависимость постоянной затухания ультразвука в эмульсии «нефть в воде» на частоте 8 МГц от обводненности

Это свидетельствует о том, что наблюдается аномально низкое затухание ультразвука высокой частоты в нефтеводяной эмульсии По нашему мнению, этот эффект связан с тем, что частота ультразвука (8МГц)

оказывается выше частоты поглощения, обусловленной присутствием в среде микроскопических пузырьков газа, совершающих

резонансные колебания в акустическом поле, а также эмульсионных глобул воды Рассмотрены результаты исследований влияния обводненности и температуры эмульсии на скорость распространения ультразвуковых колебаний Измерения проводились при подаче ультразвуковых импульсов с несущей частотой около 8 МГц

Характерная зависимость скорости звука от обводненности приведена на рис 3 Как видно из рисунка, зависимость скорости ультразвука в эмульсии от обводненности I носит практически линейный характер Скорость звука при уменьшении концентрации нефти в эмульсии монотонно увеличивается, причем угол наклона характеристики возрастает с увеличением температуры

Приведены результаты исследования зависимости скорости звука от температуры как в гомогенных средах, составляющих компоненты эмульсии (воде и нефти), так и в гетерогенных средах - нефтеводяных эмульсиях: Поскольку в реальных условиях водяная фракция в эмульсии, имеет разную степень минерализации и состав солей, указанные зависимости определялись для дистиллированной воды, водных растворов №С1, морской воды и водных компонентов продукции разных нефтяных скважин (рис 4)

На рис 5 показаны зависимости скорости звука от температуры для нефтей, полученных путем сепарации нефтеводяных эмульсий, взятых из разных скважин с различной обводненностью

20 30 40 50 60 70 80 Содержание нефти в смеси %

Рис 3 Зависимость скорости звука в эмульсии «вода в нефти» от объемной концентрации нефти и температуры

10

Температура,'

Рис 4 Зависимость скорости звука в воде, рассоле и нефти от температуры

Исследуемые нефти отличались фракционным составом и плотностью Отметим, что эти зависимости, полученные для водного и нефтяного компонентов, расположены, соответственно, эквидистантно

В выводах отмечается, что скорость звука в водном компоненте зависит от количества и состава растворенных солей, а скорость звука в нефти зависит от фракционного состава и соотношения фракций В области низких температур среды (до 5-10°С) различие между величинами скоростей звука в компонентах эмульсии нивелируется

Далее рассматривается гидродинамика восходящего нефтево-догазового потока для

следующих характерных режимов, реализуемых в вертикальном измерительном канале пузырькового, снарядного, и дисперсно-кольцевого Приводится математическое описание этих режимов в безразмерном виде, в том числе, предложены соотношения для определения безразмерной скорости всплытия газовых включений

Рис 5 Зависимость скорости звука в водяной и нефтяной фракциях нефтяных скважин от температуры

0,236 Г)1 7) , 0 <?7 <1,44 г)0,

-о?» 12« Гт7„, если Т]„ 20,617,

0,307 Т]. г) , 1,44 Г},<Г}<\ 0

0 0 [2,914%, если г)0 >0,617,

1,271 г]"5, ^<^<1,8, если 0,617,

1,8, если 0,617,

0,707 Г] , Ч £

2,914 Г)0, если % >0,617

- безразмерный параметр, зависящий от

где Г] = Я/Кс - безразмерный радиус пузыря, Яс - капиллярная по-

(

стоянная Лапласа, л =— —

\ /

вязкости и поверхностного натяжения жидкости, Г]т - безразмерный радиус пузыря, соответствующий максимуму скорости всплытия

Подчеркивается, что полностью установившейся картины течения на практике обычно не достигается Из-за эффектов сжатия-расширения газовых включений скорость потока среды непрерывно изменяется Кроме того, в зависимости от условий течения в потоке постоянно наблюдается как агломерация пузырьков, так и их дробление, а изменение спектра размеров пузырей влечет за собой изменение скорости их относительного движения и общего профиля скорости многофазного потока Отметим, на практике доминирующим режимом течения двухфазного потока в вертикальных скважинах является снарядный

В третьей главе проанализированы и предложены новые акустические методы определения информационных параметров газожидкостного потока и разработана информационная модель

В рамках поставленной задачи проанализированы акустические методы измерения объемной концентрации газовой фазы в двухфазной смеси, скорости движения потока и методы определения объемной концентрации водяной фракции в нефтеводяной эмульсии, которые потенциально пригодны для измерений параметров нефтеводогазового потока

Интегральные методы определения газосодержания, основанные на измерении параметров ультразвука, проходящего через контролируемый объем среды, практически не пригодны для решения поставленной задачи Это связано со значительным затуханием звуковых волн в двухфазной среде Оно может достигать 800 дБ/м на частотах 50-500 кГц даже при малом объемном газосодержании (0,5-1,0%) Поэтому методы, использующие интегральные характеристики звукопроводности контролируемого объема жидкости с большим числом пузырьков, становятся неэффективными при газосодержании свыше 1-2% и могут применяться только как индикаторы

В реальных условиях структура нефтеводогазового потока весьма разнообразна С ростом газосодержания происходит коалесценция газовых включений, расслоение фаз и последовательное изменение картины течения Механизм распространения звука в таких условиях не изучен При этом передача акустической энергии в среде с резко изменяющимися свойствами и многочисленными границами раздела фаз, сопровождается значительным затуханием Отмечается, что затухание ультразвука в эмульсии, составляющей жидкую фазу потока, также может достигать значительных величин

Задача измерения газосодержания развитого двухфазного потока решается использованием метода ультразвукового зондирования, основанного на определении акустической проводимости малого объема контролируемой среды Для подвода ультразвука к локальному объему используются металлические волноводы, помещаемые в контролируемый поток (контактная тех-

нология) В основе этого метода лежит подход, согласно которому величина контролируемого объема выбирается меньшей или, по крайней мере, сопоставимой с объемами диспергированных фаз в потоке Тогда, при определенных допущениях, можно принять, что в контролируемом объеме находится либо только газ, либо жидкость

При этом локальное истинное объемное газосодержание (объемная концентрация газа) а определяется соотношением

Т

где т, - время нахождения г-го газового включения в контролируемом объеме, Т- время измерений Индикация газовой фазы в контролируемом объеме производится по резкому уменьшению амплитуды принимаемых импульсов, прошедших через контролируемый объем

Для измерения концентрации газовой фазы в нефтеводогазовом потоке предложен метод акустического зондирования

Акустические методы измерения скорости потока основаны на зависящих от расхода акустических эффектах, возникающих при проходе ультразвуковых колебаний через поток В настоящее время применяют ультразвуковые расходомеры, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой, на эффекте Доплера и корреляционные Первые из них в зависимости от угла направления ультразвуковых колебаний можно разделить на угловые, осевые и со сносом луча

Практическое применение акустических методов для контроля скорости осложняется рядом факторов К ним относятся зависимость скорости ультразвука от физико-химических свойств контролируемой среды и сложность процесса выделения информационного сигнала, поскольку скорость ультразвука в среде много больше транспортной скорости потока Негативным фактором является зависимость амплитуды принятого сигнала от наличия акустических рассеивателей в потоке, прежде всего, газовых пузырьков

После обобщения и краткого обзора акустических методов измерения скорости потока, отметим

Методы, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой, практически непригодны для использования в нефтеводога-зовых средах ввиду их акустической непрозрачности Низкая акустическая проводимость среды приводит к необходимости уменьшения дистанции между излучателями и приемниками до минимума, что затрудняет определение разницы времен распространения ультразвуковых импульсов по потоку и против него и нарушает гидродинамику в зондируемом объеме потока

Методы, основанные на Доплер-эффекте, наиболее пригодны для измерения скорости нефтеводогазового потока по следующим причинам наличие рассеивателей в среде, необходимое для реализации этого метода, возможность использования одного датчика, работающего в режиме «излучение-прием», простота определения измеряемого параметра (частоты), нечувствительность к значительному изменению амплитуды принимаемых сигналов

В доплеровских расходомерах излучатель, питаемый генератором, возбуждает в потоке колебания частоты / При наличии в потоке рассеивателей, перемещающихся со скоростью потока, возникает доплеровское смещение частоты исходных колебаний Приемник принимает сигнал, имеющий частоту, отличающуюся от исходной на величину доплеровского смещения fj Скорость потока определяется по соотношению

— f с V~Jj 2 / cosa'

где а - угол, образуемый центральным лепестком диаграммы направленности излучателя (приемника) с осью потока

У расходомеров этой группы отсутствует дрейф нуля, поскольку при остановке потока доплеровское смещение становится равным нулю

Для измерения скорости нефтеводогазового потока предложен доп-леровский метод

Объемная концентрация воды в эмульсии определяется как W=VB/(VH + VB),

где VB, VH - объемная доля воды и нефти соответственно, причем VH + VB = 1

Для определения обводненности эмульсии с помощью ультразвуковых методов используются зависимость скорости распространения ультразвуковых колебаний от объемного содержания компонентов смеси вода-нефть или зависимость поглощения ультразвука от обводненности Однако приборы, построенные на принципе поглощения, имеют значительную погрешность Отмечено, что приборы, построенные на принципе измерения скорости ультразвука, являются более точными

Рассмотрены схемы влагомеров, основанные на использовании импульсного излучения ультразвука В процессе измерений оценивается время прохождения акустических импульсов от излучателя к приемнику, которое зависит от состава нефтеводяной эмульсии Фиксируется время прохождения акустическими импульсами зондируемого объема (длительность импульсов) и происходит преобразование этой длительности в амплитуду измерительных сигналов При наличии газовой фазы происходит поглощение сигнала в контролируемой среде, и измерительная система фиксирует время отсутствия сигнала Объемная доля воды в нефти оценивается путем измерения времени прохождения акустической волны от излучателя к приемнику при известных калибровочных значениях этой величины в нефти и воде и экспериментально установленной зависимости скорости звука в смеси «вода-нефть» от объемной концентрации воды и нефти

Для измерения концентрации воды в нефтеводяной эмульсии предложен время-пролетный метод.

Далее отмечается, что для определения продуктивности скважины измеряемыми информационными параметрами целесообразно выбрать объемную концентрацию газовой фазы (метод акустического зондирования), скорость потока (доплеровский метод), обводненность водонефтяной эмульсии - (по скорости звука)

Для преодоления барьера низкой акустической проводимости водонеф-тяной эмульсии следует использовать ультразвук достаточно высокой частоты (не менее 8МГц) и минимальную дистанцию между излучающим и приемным преобразователями

Целью создания информационной модели нефтеводогазового потока является установление взаимосвязи между искомыми расходами нефти, подтоварной воды и газа на выходе скважины и измеряемыми расходными (скорость - доплеровский метод) и концентрационными (концентрация газа в смеси - метод акустического зондирования, и концентрация воды и нефти в эмульсии - время-пролетный метод) параметрами потока На основе информационной модели осуществляется обоснованный выбор аппаратных средств измерения, геометрии измерительного канала и мест установки измерительных преобразователей

Измеряемой функцией преобразователя концентрации газа (рис 6) является относительное время нахождения газа в контролируемом объеме, численно равное истинному объемному локальному газосодержанию

а = £т,/Т Соотношение между объемными расходами жидкой - О* и газовой фаз - <3Г определяется через объемное расходное газосодержание

Р = СУЮг+СЫ

Взаимосвязь между истинным объемным газосодержанием — а и рас- рис ^ Схема движения элементарной струйки в поХОДНЫМ — Р описывается токе через контролируемый объем преобразователя формулой

Р = сй/(1+а(8-1)), где в - отношение скоростей движения газовой и жидкой фаз

Измеряемой величиной преобразователя скорости является средняя доплеровская частота связанная со скоростью жидкой фазы соотношением

иж = Ъ с / 2{0 (1-а)со80 В знаменателе сомножитель (1-а) добавлен потому, что преобразователь выдает частотный сигнал только в моменты времени, когда через его контролируемый объем протекает жидкость

Объемный расход жидкой фазы в струйке сечением Рс равен <3Ж = Рс иж

Объемный расход газовой фазы ()Г = ()жа5 / (1-а)

Измеряемой величиной преобразователя концентрации воды в эмульсии (обводненности) - АУ является время пробега ультразвуковых импульсов фиксированного расстояния через слой эмульсии

Ти = Ь/(сн(1-\¥)+св\У, где Ь - расстояние между излучателем и приемником, с„ и св - скорость звука в нефти и подтоварной воде, соответственно

Расход нефти - (2„ = С2Ж (1-\\0, а расход воды - = (}ж XV Профили скорости и газосодержания по сечению трубопровода неравномерны и изменяются в зависимости от режимных и расходных факторов Для компенсации этого фактора используются преобразователи, оснащенные двумя чувствительными элементами, один из которых размещен в центре цилиндрического канала, а второй на периферии (на расстоянии от оси канала 0,7 радиуса)

Представленные формулы, описывающие взаимосвязь измеряемых параметров - а, Га и Ти с расходными характеристиками нефтеводогазового потока, являются обобщенной информационной моделью расхода газожидкостной смеси

Далее рассмотрены методика обработки первичной информации и алгоритмы вычисления расходов компонентов нефтеводогазового потока Согласно информационной модели значения доплеровской частоты и газосодержания отражают реальную гидродинамику двухфазного потока и между ними и расходом сред существует взаимно однозначное соответствие, поэтому их можно использовать в качестве аргументов для определения объемных расходов жидкости и газа (5Ж(Ъ, а) и <3Г№, а)

Рис 7 Семейство кривых ().ж(Га и Qж(a (¿,), построенных на основе экспериментальных данных, полученных при течении водомасляной эмульсии с воздухом при ¡V = 10% и температуре 1 = 25 "С

♦ Ож =10 м'/сут

* Ож =30 м'/сут ■ Ож =60 м'/сут

• Ож -100 м /сут

ш Ож =150 м'/сут

-А(Ю,Ог)

-¡1(30 Ог)

-¡<60,Ог)

-Л(100,0г)

4150 От)

Ввиду практической невозможности учета всех указанных выше теп-лофизических, гидродинамических и конструктивных факторов на погрешность измерений, решено определять искомые расходы на основе экспериментальных данных Для этого использовались полученные экспериментально на проливочном стенде функции С!,,^, а) и а) при различных значениях обводненности и температуры, вид которых изображен на плоскости с координатами 0Ж и С?г, где они образуют калибровочную сетку (рис 7) Отметим, что вязкость эмульсии зависит, в ос- о в новном, от температуры и обводненности среды, которые являются измеряемыми величинами в составе информационно-измерительной системы

Промежуточные значения искомых величин определяются интерполяцией

Для построения семейства кривых использовались экспериментальные данные в виде характерных функций изменения газосодержания и доплеровской частоты от расхода газа при постоянных расходах жидкости (рис 8, 9) Семейство аналогичных экспериментальных данных получено при других значениях температуры среды и обводненности

Полученные интерполяционные функции удовлетворительно описываются следующими специально подобранными аналитическими зависимостями локальное истинное объемное газосодержание

100 150 200 250 300 Расход газа, мЗ/сут

Рис 8 Характерный вид зависимости газосодержания от расхода газа при различных расходах жидкости

* Ож =10 м'/сут

* Ож =30 м'/сут

■ Ож =60 м'/сут

* Ож =100 м'/сут

■ Ож =150 м'/сут - ¡(10 Ог)

1(30 От) 1(60 Ог) 1(100 От) Ц150 Ог)

100 150 200 250 300 Расход газа, мЗ/сут

-а((?ж)Ог0

Ь«ж)

Рис 9 Характерный вид зависимости доплеровской частоты от расхода газа при различных расходах жидкости

(1)

локальная доплеровская частота

(ож,ог) =а(ож) + в(аж) ог-с(ож)е

Р(а«К

(2)

В качестве локальных значений доплеровской частоты и газосодержания, использующихся в расчетах, используются их приведенные значения, определяемые из соотношений

, =+/,,.+2 А„+2 /- а

ц ' пр ^

Здесь /„,/,„,/„,„,/„,„, ащ,ау„,ашц,аит - доплеровские частоты и газосодержания в узком (у) и широком (ш) сечениях для центрального (ц) и периферийного (п) датчиков

Уравнения (1) и (2) представляют собой систему двух трансцендентных уравнений для определения расходов (}ж и С?г

Таким образом, реальная акустическая измерительная система нефте-водогазового потока основывается на использовании преобразователей, регистрирующих локальные свойства зондируемой среды в определенных точках нефтеводогазового потока, а также соответствующих расчетных моделей, позволяющих обобщать полученные данные с целью вычисления расходных характеристик компонентов многофазного потока

Отмечается, что дальнейшие исследования по решению поставленной задачи должны быть направлены на проработку конкретных конструкций датчиков, алгоритмов обработки их сигналов и математических моделей вычисления дебита продуктов скважины, позволяющих синтезировать создаваемую измерительную систему

Проведенный анализ методов контроля параметров потока показывает, что прямое измерение расходов компонентов среды (воды, нефти и газа) в движущейся смеси интегральными ультразвуковыми методами без сепарации практически неосуществимо Однако подход, основанный на измерении локальных концентрационных и скоростных характеристик потока ультразвуковыми методами, и последующий расчет по ним расходных характеристик при помощи соответствующих математических моделей может оказаться достаточно эффективным

Четвертая глава посвящена разработке информационно-измерительной системы определения расходных параметров нефтеводогазового потока и исследованию ее компонентов

Структурная схема информационно-измерительной системы приведена на рис 10 Она включает измерительные преобразователи 5-ти типов температуры, давления, скорости потока, газосодержания и обводненности Преобразователи установлены в вертикальном гидроканале, причем преобразователи скорости и газосодержания содержат по два чувствительных элемента каждый Все преобразователи подключены к микропроцессорному накопителю данных, который через модем по радиоканалу периодически передает информацию в базовый компьютер, расположенный в диспетчерском пункте Базовый компьютер оснащен программным комплексом, реализующим информационную модель двухфазного потока, рассмотренную выше

.......

Помещение АГЗУ От скважин

___I

Помещение КИП

((О

13

14

I___]

Диспетчерский пункт

Рис 10 Структурная схема информационно-измерительной системы 1,2,3,4 - преобразователи температуры, давления и обводненности, 5,7 - преобразователи скорости, 6,8 - преобразователи газосодержания, 9 - блок коммутации, 10-барьер ис-крозащиты, 11 - накопитель данных, 12,13-радиомодемы, 14-базовый компьютер

Выходные сигналы всех преобразователей кодируются в стандарте ИБ-485 и через блок коммутации передаются с периодичностью 30с в накопитель данных, обеспечивающий ее сохранность в течение 30-ти суток Для обеспечения пожаробезопасности используется барьер искрозащиты Далее информация преобразуется согласно стандарту 118-232 и по радиоканалу поступает в базовый компьютер, расположенный в диспетчерском пункте Запрос формируется по программе базового компьютера, который запрашивает накопленные данные

Объемная концентрация газовой фазы измеряется методом акустического зондирования Реализация акустического зонда осуществляется при помощи пары волноводных акустических датчиков, один из которых является излучателем, а второй - приемником акустических ультразвуковых импульсов

Необходимым условием нормальной работы зондового метода является малая величина контролируемого объема среды по сравнению с объемом диспергированных фаз в потоке Накалывание пузырька на зонд ведет к скачкообразному изменению проводимости контролируемого объема, фиксируемого вторичной схемой Измеряемой величиной, является локальное истинное объемное газосодержание, под которым подразумевают вероятность нахождения газовой фазы в контролируемом объеме

1

где - мгновенное газосодержание

V

0,75 0,50 0,25 О

0,75 0,50 0,25 О

0,75 0,50 0,25

А^уМ

0,75 •> 0,50 0,25

Рис 11 Распределение относительной (А/Лтах) амплитуды сигналов на выходе зонда • а, б- дифференциальное распределение при зондировании жидкости и газа, соответственно, в, г- дифференциальное и интегральное распределение при зондировании двухфазного потока

Важным качеством, которым обладают акустические зонды, является возможность определения с их помощью не только газосодержания, но и плотности вероятности времени нахождения газовой фазы в контролируемом объеме, по которой можно судить о структуре двухфазного потока и, следовательно, корректировать расчетные модели

Отмечено, что взаимодействие произвольного пузырька с зондом является довольно сложным процессом, который зависит как от физических свойств жидкости и газа, материала зонда, так и от параметров течения среды Кроме того, задача усложняется отсутствием информации о взаимосвязи положения межфазной границы внутри

контролируемого объема с уровнем сигнала на выходе зонда Поэтому перспективным является путь построения расчетных моделей статистических характеристик сигнала и сравнение ожидаемых характеристик с результатами эксперимента

В главе выполнен анализ изменения выходного сигнала реального зонда при различных режимах течения двухфазного потока Исследуется дифференциальное распределение амплитуды выходного сигнала и критерии выбора уровня дискриминации, определяющие адекватное детектирование газовых включений в потоке Характерное распределение амплитуды выходного сигнала зонда в пузырьковом и снарядном режимах течения показано на рисунке 11

Погрешность определения газосодержания зависит от степени "удаленности" пиков друг от друга и амплитудой межпиковой составляющей С увеличением "удаленности" пиков и уменьшением межпиковой составляющей критичность в выборе уровня дискриминации Ас1 устраняется, что важно при измерениях без подстройки аппаратуры в потоках с изменяющимися в широких пределах дисперсными характеристиками Вариация физических параметров эмульсии ведет к изменению волнового акустического сопротивления, что в свою очередь меняет амплитуду сигналов на выходе зонда и вызывает смещение второго пика В правильно сконструированном зонде при соответствующем выборе уровня дискриминации это не приводит к существенной погрешности

Амплитуда, В

0,0 0,5

6,0

4,0

0,0

- — .... I-1

11" Л

- — - .фг ---

т V! "" "РГ й-,

«ЛУ^ I ¡ТУ т —

1 - 4% Г ... 1" --

Рис 12 Характерный вид сигналов на выходе зонда в пузырьковом потоке

Характерный вид выходных сигналов зонда в пузырьковом потоке приведен на рис 12 Основным элементом датчика газосодержания является узел излучения и приема ультразвуковых импульсов (рис 13) Он состоит из волновода диаметром 1,4мм и длиной 4мм с присоединенным к нему пьезоэлементом толщиной 0,1мм Волновод установлен герметично в

корпусе с наружным диаметром 4мм Для подвода сигналов используется провод во фторопластовой изоляции, размещенный в капиллярной трубке диаметром 1x0,1мм Внутренний объем датчика заполнен резиноподобным герметизирующим составом Рабочая частота датчика 8-10 МГц Все металлические детали узла изготовлены из коррозионно-стойкой стали 12Х18Н10Т

Общий вид преобразователя показан на рис 14 Он содержит 4 узла излучения и приема ультразвуковых импульсов, размещенных на подвеске попарно и образующих два контролируемых объема, акустическая проводимость которых измеряется Подвеска закреплена в узле шаро-ниппельного уплотнения, обес-печивающем при необходимости быстрое извлечение и установку датчика без использования прокладок Датчик содержит встроенную электронную схему, размещенную в прочном взрывобезопасном корпусе Фотография преобразователя газосодержания приведена на рис 15

Конструкция датчика предусматривает измерение объемного газосодержания в двух точках по радиусу гидроканала в центре и на дистанции 0,70811 от центра Это сделано для того, чтобы можно было оценивать профиль газосодержания по диаметру трубы и учитывать его в соответствующих расчетных моделях

Рис 13 Узел излучения и приема ультразвуковых импульсов акустического зонда 1 - волновод, 2 - пьезоэлемент, 3 - корпус, 4 - капилляр, 5 - соединительный провод

Скорость потока определяется доплеровским методом. В его основе лежит измерение сдвига частоты отраженной ультразвуковой волны от движущихся рассеивателей (пузырьков газа или твердых частиц в потоке) по сравнению с излучённой волной. Этот сдвиг частоты проиор-ционален скорости рассеивателей (скорости потока). Однако обычно отраженный измерительный сигнал в значительной мере зашумлен. Особенно велики шумовые эффекты в многофазной среде со сложной гетерогенной структурой при нестационарном характере движения потока. В связи с этим важной задачей является сравнительный анализ различных методов оценки доплеровской частоты.

В главе анализируются три метода оценки доплеровской частоты: полярный, корреляционный и спектральный, нашедшие применение на практике.

Наиболее оптимальным, применительно к многофазным потокам, представляется использование спектрального анализа. Метод работает в большом диапазоне изменения амплитуды исследуемого сигнала, (это позволяет упростить аппаратуру); даёт возможность напрямую исключать рис '5- фото пр^браШаШт газосодержа-

, шт измерительной системы «Ультрафлоу»

иеинформативиые части спектра и

его шумовую часть без использования цифровых фильтров; позволяет учесть АЧХ акустического тракта и предварительных усилителей и благодаря этому получить линейную шкалу «частота-скорость».

Вместе с тем, как показали стендовые исследования и практика применения в разработанной нами системе, достаточно эффективен простой в реализации полярный метод обработки сигналов доплеровского преобразователя. Это обусловлено, по-видимому, высокой концентрацией рассеивателей в потоке и выбранной частотой излучаемого сигнала. Поэтому в дальнейших разработках был использован полярный метод.

Рис. 14 Общий вид преобразователя концентрации газовой фазы. I волновод; 2 стойки датчикаа; 3 ■ корпуса пьезомемешпов; 4 узел крепления; 5 накидная гайка; 6 - основание; 7 ■ блок электроники; 8 гермоввод.

Конструктивное исполнение измерительного преобразователя скорости приведено па рис.16. Он состоит из корпуса, основания, штуцера, балки для крепления узлов излучения и приема ультразвуковых сигналов. Четыре узла излучен и я-приема скомпонованы в два канала измерения скорости. Герметизация преобразователя осуществляется при помощи узла шаро-1 шинельного уплотнения диаметром 16мм. Электронная схема размещена в прочном взры небезопасном корпусе. Соединительный кабель выводится через гермоввод с сальниковым уплотнением.

Фотография преобразователя скорости приведена на рис. 17.

Узлы Излучения-приема установлены па подвеске под взаимным углом 1300, ни расстоянии 3,5мм друг от друга (рис.18). Всего на подвеске закреплены две пары узлов: одна - по центру гидроканала, вторая - вблизи

СТО! г кн.

В основе принципа действия ультразвукового преобразователя обводнённости пефтсводяпой эмульсии лежит зависимость скорости распространения звука в исследуемой среде от обводнённости

Исследования показали, что Скорость ультразвуковой волны в нефтсводяпой эмульсии практически не зависит от степени ее диспергирования. В

Рис. 16. Общий над преобразователя скорости, 1, 5 - узлы излучателей-приемников; 2 - балка; 4 -штуцер; 5 наминая гайка; 6 - основание; 7 — блок электроники; Н гермоввод кабеля.

Рис, 17. Фото преобразователя скорости

А-А

Г

£

11

Рис. 18. Схема крепления узлов излучения-приема. I корпус; 2 - балка; 3 - болт крепления; 4. 5 узлы излучения и приема ультразвука.

нефтеводяной эмульсии при высокой степени диспергирования поглощение ультразвука достигает большой величины (до ЮдБ на 1мм) и, следовательно, расстояние между излучателем и приемником ультразвука должно составлять не более нескольких миллиметров При таких малых расстояниях время пробега ультразвукового импульса от излучателя к приемнику составляет всего несколько микросекунд Точное измерение таких малых промежутков времени представляет собой серьезную техническую проблему

На практике применяют три метода измерения малых временных интервалов на основе преобразования сигнала «длительность-амплитуда», метод синхрокольца и метод подсчета числа СВЧ импульсов, заполняющих измеряемый интервал В главе проведен анализ этих методов и их комбинаций В окончательном варианте нами использовался комбинационный метод, основанный на подсчете СВЧ импульсов и преобразования «длительность-амплитуда» В этом случае большая часть измеряемого интервала времени определяется методом подсчета импульсов с использованием высокочастотного генератора, а меньшая часть с использованием преобразователя «длительность-амплитуда»

Чувствительный элемент преобразователя состоит из корпуса, в котором размещены дисковые пьезоэлементы для излучения и приема ультразвуковых импульсов (рис 19) Используются пьезоэлементы диаметром 2,5мм и толщиной 0,1мм Дистанция между излучателем и приемником составляет 1,6мм Также в корпусе размещены термоэлементы, термоизоляционные прокладки и подвижный пробоотборник, приводимый в движение при помощи электромагнита Периодичность отбора проб может варьироваться в пределах ЗОсек Для подвода сигналов используется провод во фторопласто- 11 вой изоляции Рабочая частота датчика 10 МГц Все металлические детали изготовлены из коррозионно-стойкой стали 0Х18Н10Т Преобразователь работает следующим образом Пробоотборник выдвигается в поток среды, захватывает порцию эмульсии и перемещает ее в рабочую камеру Термоэлементы подогревают эмульсию до 20С На последнем этапе включается акустический канал определения времени

Рис 19 Преобразователь обводненности нефтеводяной эмульсии 1 — корпус, 2, 3 - излучающий и приемный пьезоэлементы, 4 - термоэлементы, 5 - термоизоляция, 6 -пробоотборник, 7-узел крепления пробоотборника, 8 - накидная гайка узла уплотнения, 9 - основание, 10 — блок электроники, 11 гермоввод кабеля

пробега импульса от излучающего пьезоэлемента к приемному. Периодичность измерений примерно ЗОсек, Фотография преобразователя обвод лени ости приведен^ на рис.20,

11о результатам наполненных исследований, технических проработок и испы-таипп экспериментальной модели был разработаны и изготовлены опытно-, промышлеп-пые образцы системы «Ультрафлоу», рассчитанные на разные диапазоны измерения расходов продукции нефтяных скважин (рис.21). Изготовителе - ОАО «Арзамасский приборостроительный завод».

ШЙ

Рис. 20. Фото преобразователя обкодиешкклш нефтев&тной эмульсии с узлом термостати-рокания.

С1ЫК=20~ 1 ООО лг'/сут / 0-400 лг/сут

Рис. 21. фпытно-про.иыименцые образцы системы яУпыпрафпсЩ^

Система «Ультрафлоу» состоит из измерительного гидродинамического канала, оснащенного датчиками температуры, давления, ультразвуковыми преобразователями скорости, объемный концентрации газовой фазы и концентрации водяной фракции нефте во до газового потока (обводненности), микропроцессорного накопителя данных, радиомодема и базового компьютера. Компьютер оснащен программно-вычислительным комплексом «Уаг-Рго-2000», обеспечивающим обработку информации преобразователей, вы-

числение расходных характеристик компонентов продукции скважины, накопление базы данных по скважинам и сервисными программами пользователя

Гидродинамический канал длиной 1200 мм имеет два калиброванных участка внутренними диаметрами 60 мм и 42,4 мм, площади поперечных сечений которых отличаются в два раза (рис 22) На обоих участках установлены преобразователи скорости и объемного газосодержания потока,! которые измеряют соответствующие локальные параметры среды в центре и в периферийной части (на расстоянии 0,708 Л) калиброванных участков Обводненность потока определяется преобразователями в центре и в пристенной области выходного участка гидроканала Размещение чувствительных элементов преобразователей скорости и газосодержания в одном измерительном канале, но в разных по величине сечениях и, следовательно, различных гидродинамических условиях (число Яе существенно отличается в калиброванных участках), дает возможность значительно расширить рабочий диапазон сис-темы Кроме того, такое размещение чувствительных элементов позволяет проводить диагностику измерительных преобразователей, сопоставляя по-казания каждого датчика

В случае однофазного течения среды такая конфигурация ка-нала позволяет уменьшить вероятность ошибки при определении расхода путем сравнения скоростей в двух сечениях

В качестве дат-чика температуры используется стандартное

термосопротивление с платиновым чувствительным элементом Датчик

давления также

стандартизован и

содержит чувствительный элемент в виде мембраны Все преобразователи системы «Ультрафлоу» выполнены во

взрывозащищенном исполнении

Пятая глава посвящена испытаниям отдельных элементов и информационно-измерительной системы в целом, а также оценке адекватности информационной модели В процессе создания информационно-измерительной системы первоначально разрабатывались опытные образцы преобразователей, которые исследовались

Рис 22 Конструктивная схема гидроканала системы «УльтрасЬлоу» с преобразователями

Рис. 23. Опытный образец преобразователи скорости

в лаборатории с использованием реальных псфтсводяных эмульсий, а также в полевых условиях.

Для лабораторных и полевых исследований были изготовлены опытные Образцы преобразователей обводнённости, скорости и газоеодержапия, содержащие ограниченный набор электронных компонентов, интегрированных в корпуса датчиков й обеспечивающих формирование сигналов, пригодных для их передачи по протяженной линии связи. Окончательная обработка сигналов и информации производилась при помощи персонального компьютера н выносных специализированных плат. Один из них, опытный образец преобразователя скорости с тремя чувствительными элементами, показан на фотографии рис. 23.

Исследование работы преобразователей и макета измерительной системы проводились с Использованием прозрачных экспериментальных участ-ков, в которых организовывалось движение одиночных газовых снарядов и групп пузырей. Эксперименты проводились с использованием жидкостей различной вязкости, в частности, использовались вода и глицерин. Характерная картина взаимодействия одиночных пузырей с "И - «^лС- 1 чувствительными элементами датчиков в глицерине и в воде показана па рис. 24, 25. Для иллюстрации процесса прохождения газовых включений через контролируемые объемы доплсровских датчиков скорости и датчиков объемного газосодержапия выбраны наиболее представительные кадры, фиксирующие моменты приближения снарядов, прохождения их через чувствительные

I I I

„—-----— ---------------

■ ,1 ■

..

время, с

Рис. 24. Сигнал датчика газосодержания и видеокадры синхронного движ ении газовых пузырей в вертикальном кашле с глицерином.

урооуг'ь агги'д™

щ

Рис. 25. Сигнал датчика газосодержапия и видеокадры синхронного движения газового снаряда и пузырей к вертикальном канале с водой.

элементы датчиков и моменты выхода из зоны контролируемых объемов.

Визуализация процесса взаимодействия газовых включений с чувствительными элементами датчиков в жидкостях с различными физическими свойствами была необходима, в том числе, и для Определения их оптимальной конструкции и размеров контролируемых объемов.

Испытаний макета измерительной системы проводились на месторождениях ЗАО "Лукойл-Пермь". Опытные образцы преобразователей были установлены в измерительном канале длиной 250 мм и внутренним диаметром 60 мм, который размещался в вертикальном участке трубопровода за многоходовым переключателем скважин на входе в сепаратор ГЗУ "Спутник" (рис.26). Макет системы включал также измерительный комплекс с блоками усиления и обработки сигналов и вычисления параметров многофазного потока.

Испытания проводились в два этапа. Первый этап осуществлялся на кусте скважин №4 Первомайского месторождения. Место проведения испытаний было определено исходя из того, что вязкость продукции скважин изменялась гс широком диапазоне; от 47 до 304 сСт. Кроме того, существенно различались обводи а шость (от 0 до 60%) и плотность (от 914 до 1024 кг/м'1) пефтсводяпой эмульсии скважин. Газосодсржапие смеси было невысоким, в пределах от 1 до 30%. Второй этап испытаний макета измерительной системы проводился на кусте скважин № 33 Уйьвййского месторождения па скважинах с высоким газовым фактором.

Целью испытаний являлась проверка правильности технических решений, заложенных в разработанных способах измерения параметров многофазного потока, реализованных в модели измерительной системы "Ультра-флоу".

В результате испытаний подтверждена правильность технических решений, реализованных в модели измерительной системы "Ультра-флоу".

Подтверждена работоспособность прототипа многофазного расходомера "Ультрафлоу" в полевых условиях на нефтяных скважинах с высокой вязкостью эмульсии и высоким газовым фактором смеси.

Численные значения параметров пефтеводогйзовой смеси, зафиксированные с помощью модели системы «Ультрафлоу», хорошо сопоставимы с величинами, полученными с помощью штатных измерительных средств и лабораторных анализов, однако несколько отличаются от геологических данных дебита жидкости. 11о-видимому, это обусловлено недостаточным временем замеров и тем, что из-

Рис. 26. Измерительный канал, смонтированный на «ходе в сепаратор АГЗУ.

меренйя производились в переходных режимах работы нефтяных скважин.

На основании полученных положительных результатов испытаний экспериментальной модели измерительной системы в реальных условиях нефтедобычи этот прототип стал основой для разработки и изготовления опытно-промышлени010 образца многофазного расходомера «Ультрафлоу».

Разработанная система «Ультрафлоу» допытывалась, отлаживалась и поверялась на крупномасштабном пролйвоч-пом стенде, специально созданном в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» (рис. 21).

Конструктивно стенд состоит из следующих основных систем и элементов;

- Циркуляционного контура, со- Рис. 27. Общий вис) про.шеочного стенда ПК-10 держащего две линии подачи углеводородного н водного компонентов жидкой фазы от сёл ара ц ион ной емкости к узлу смешения;

- системы регулирования расхода и подачи сжатого воздуха в узел впрыска;

- системы поддержания заданной температуры модельной жидкости, обеспечивающей при необходимости подогрев или охлаждение смеси;

- тестового участка для установки гидродинамического капала измерительной системы;

- нпформапиоппо-измеритслыюй системы сбора и обработки данных;

- системы управления.

Стенд обеспечивает реализацию различных режимов течения многофазной смсси в диапазоне расходного »содержания от 0 до 98% и обводненности от 0 до 100%.

Расход жидкости может задаваться в диапазоне от 0 (режим барботажа) до 400 м'/суткн. Для измерения расхода п контроля плотности циркулирующей жид-кости используются три эталонных вибрационно-мас-совых расходомера фирмы «Дгшфосс» (погрешность измерений 0,25 %).

Диапазон изменения и поддержания расхода газа обеспечивается в пределах от 0 до 1000 м3/сутки (при рабочем давлении в гидроканале) Расход газа (воздуха) определяется тремя эталонными ротационными счетчиками газа RVG с различными диапазонами измерений (погрешность измерения 1,5% от Qmin до 0,lQmax и 1,0% от

max ДО Qmax)

Сравнение расходов жидкости (обводненность смеси « 10% t=25 град С)

150 200 250 300 Ож Massflow мЗ/сут

Сравнение расходов газа (обводненность смеси = 10% t=25 град С)

Вся информация стендовых измерительных систем (данные объемных расходов жидкостей и газа, полученные с помощью эталонных расходомеров, температура, давление, перепады давления, показания плотномеров) передаются в персональный компьютер для управления работой оборудования и обработки результатов

В качестве модельных жидкостей использовались

1) смесь индустриального масла И8 Гост 20799-88 с водой различного солесодержания,

2) смесь индустриального масла И8 Гост 20799-88 с водой различного солесодержания, стабилизированная природными эмульгаторами,

3) смесь жидкого углеводородного соединения Нусковеа! й232Н с водой различного солесодержания

В нижней сепарационной емкости стенда за счет разности плотностей, гравитации и коагуляции осуществляется разделение жидкостей (Нус1го5еа1 0232Н и воды)

Результаты измерений, полученные с помощью стендовых (эталонных) измерительных систем и показания тестируемой системы «Ультрафлоу», сопоставляются с помощью поверочной программы с выдачей протоколов измерений (рис 28)

Проливочный стенд сертифицирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включен в Государственный реестр средств измерений

100 200 300

400 500 600 700 Qa RVG мЗ/сут

800 900 1000

Рис 28 Сравнение эталонных расходов жидкости и газа (стенд ПК-10) и показаний системы «Ультрафлоу»

Промысловые испытания опытного образца измерительной системы «Ультра-флоу» проводились на 33-м кусте скважин Упьвинекого месторождения ЗАО «Лукойл-Пермь» с конца сентября 2001г.. по март 2006 года. В настоящее время система «Ультрафлоу» используется ООО «Лукойл-Пермь» в качестве штатной установки измерения дебитор скважин куста.

Система «Ультрафлоу» установлена перед штатной сепарацнонной замерной установкой (АГЗУ «Спутник»), в которой измерение объема жидкой фазы осуществляется с помощью турбинного счетчика расходомера «ТОР 1-80» (рис. 29).

Информация, получас-мая от преобразователей ИИС «Ультрафлоу» накапливалась в архиве контроллера, а также в режиме реального времени передавалась по радиоканалу па базовый компьютер, установленный в службе информацией нО-измерительных систем цеха добычи. Программный комплекс «Уаг Рго 2000» ИИС «Ультрафлоу» был интегрирован в автоматическую систему управления технологическим процессом нефтепромысла, В качестве примера результатов испытания показана гистограмма дсбитов скважины №574 (рис,30).

Анализ данных показывает, что в основном наблюдается некоторое превышение показаний «Спутника» над показаниями «Ультрафлоу», что характерно для большинства скважин (скважины 118, 292, 572, 574, 595, 596). Превышение показаний штатной замерной установки связано с наличием свободного газа в измеряемой жидкости па выходе из сепаратора АГЗУ, что наблюдается при больших расходах жидкого продукта. Это объясняется тем, что при больших объемах добываемого жидкого продукта уменьшается время накопления жидкости в сепарацнонной емкости и, соответственно, время необходимое для выделения газовых включений из эмульсии. Некоторое количество свободного газа (~ 10-15%) пе успевает сепарироваться.

Рис. 29. Измерительная система «Ультрафлоу» к технологическом помещении АГЗУ «Спутник».

Скважина №574

■ Ультрафлоу □ Спутник И Режимный дебит

■ I И 11

24.11.02 27.11.02 20.0в.03 11.09.03 1S.09.03 3.10.00 6.04.04 15.07.04 23.0i.CM 31.07.04 12.11.04 30,11,04

Дата замера

Скважина №574

□ Ультрафлоу

: ^ ■ 1й

* 200,0 -

□

и 1Ю2 21 1102 моа.оз 11.№03 19»оэ 3 10.03 ЙСМ.СМ 150*04 2307<ч зюгот 12 п СИ го нем

Дата замера

Скплжннл №574

□ Ультрафлоу

. 100,0

Е ао.о

| 60.0

I «0-0

J 20.0

О 0,0 ■

24.1Y62 J" И С! 20ДВ.03 11.03.03 lfi.0a.03 3 10.03 оО" is.07.CM 23.07.iM ¿1.07 СМ 12 1104 20.11.04

Дата аамора

Рис.30. Замеры дебитов и обводненности продукции скважины №¡74.

В период с 25 октября по 01 ноября 2004 года было проведено измерение дебитов нефтяных с к нажин куста №33 Упьвинекого месторождения с помощью транспортабельной установки «АСМА-Т-03», АГЗУ «Спутник» и ИИС «Ультрафлоу». Из сравнительного анализа полученных данных видно, что значения дебитов жидкости имеют расхождения по разным скважинам в пределах от 5% до 25%. Наибольшие отличия наблюдаются при замерах ма-лодсбитных скважин. Как отмечалось ранее, причины расхождения в показаниях дебитов жидкости системы «Ультрафлоу» и измерительных установок с предварительной сепарацией газа объясняются неполным отделением свободного газа.

На рис, 31 приведены примеры синхронных замеров обводненности, выполненных при помощи СИ «АСМА» и системы «Ультрафлоу» 26.10.04г. па скважине №572 Изменения обводненности, зарегистрированные двумя различными измерительными системами, коррелируют с высокой точностью, С небольшой задержкой во времени (приблизительно 5 мин) изменения обводненности регистрируемые установкой «АСМА», фиксируются ИИС «Ультрафлоу». Временной лаг определяется расстоянием между измерительными системами и расходом иефтеводогазового потока.

Скважина N1572 (режим 12/36)

\ _______________________________________________ "Ультраф/эоу" • "АСМА-Т-03*

------------- -----

10:30 10:51 11:10 11:23 12:13 1235 12:50 13:17 13:35 13:53 14:11 14.29 1<1:<7 15:07 15:28

йрелая (московское)

Рис. М. Изменение обводненности продукции скважины N«572.

Достоверность показаний датчиков обводненности системы «Ультра фЛОу» была проверена также методом периодического отбора проб продук ции скважины №573 в определенные моменты времени и проведения лабора торных анализов обводненности.

Первый серийно изготовленный образец информационно - измери тельной системы «Ультрафлоу» был установлен в октябре 2006 г. в многофазной системе сбора г: транспортировки продукции скважин Н^^^^^^Н на Черпушннской дожи мной насосной стан-

(рис.32). ДНС предназначена для повышения давления газожидкостной смеси, поступающей по трубопроводу от АГЗУ, с цслыо

ее транспор-тИрования до установки подго- : 1 . Е

товки нефти.

Результаты измерений расходов сред ИИС «Ультрафлоу» и штатной АГЗУ па ДНС №0 1 13 за период с 4 октября 2006 по 2 февраля 2007 года представлены на рис. 33. Отмечается удовлетворительное совпадение данных по расходу жидкой фракции. Расход газа АГЗУ не контролирует.

Рис. 12. Серийная ИИС

«Ультрафлоу» а технологическом помещении

□ АГЗУЛ186 Ш НС-0113)

ИНН», ! !и ТЛ |ГкНМ*. 17НИЯ. Н Ш<к> II' I; II ] I I К- 12.111*. 11 ] ИКп Ш.Ц06 I [1 I 1*, и:и, (И 1М*

Дата

Дата замеров

7000

р шо

а. 5000

юоо

<п

я 3000

£ 20ОО

1000

о - , -Д , - . -1-, - . ——1_1---ЦД-1_|-1_|-1_|--

М.ЮЛй [21(М16 1М"*. 17101*. 14 ЦП* 13 ! 111(1.1 |1И, 1М1.М 13 1Ми«! П1.121Ю (Кн LH.12.1K, Ц||21К. 1И]2.иГ|

Дт

Дата замеров

Рис.33. Результаты сопоставительных измерений ИИС «Упьтрафлоу» н штатной ГЗУ.

Среднее значение дебита жидкости по показаниям ИИС «У;Iьтрафлоу» за период измерений ниже на 11,4% относительно показаний А Г ЗУ. Возможной причиной расхождения показаний является неполное отделение газа в сепарационной измерительной установке.

Достоверность показаний датчиков обводненности системы «Ультра-флоу» была проверена 9 и 10 октября 2006 года путем проведения лабораторных анализов обводненности проб лефтеводяпой эмульсии, отбиравшихся каждые 2 часа. Результаты представлены на рис. 34.

Полученные результаты измерения обводненности продукции, позволяют сделать следующие выводы:

- преобразователи обводненности ИИС «Ул ьтрафлоу» работоспособны в условиях значительных колебаний газосодержания потока (от 20 до 80%), которые характерны для ДНС №01 13;

- обводненность продукции ДНС изменяется в пределах от 0 до 50% в течение суток;

- наблюдается существенное пространственное (по сечению потока) и временное колебание обводненности, что можно объяснить специфическим характером процессов разделения компонентов нефте во до газового потока, происходящего в блочной сепарационной установке ДНС.

Рис 34 Обводненность эмучьсии, измеренная в лаборатории методом отбора проб, и показания ИИС «Улътрафлоу», (09 12 2006г)

В результате проведенных стендовых и опытно-промысловых испытаний доказана правильность выбранных технических решений и практическая эффективность разработанной технологии измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока при помощи ультразвука

Новизна технических решений подтверждается полученными патентами России, Европейского Бюро, США, Канады, Китая и других стран

В настоящее время организовано серийное производство информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод», а первые образцы используются в качестве штатных средств измерения дебита скважин в ООО «Лукойл-Пермь»

3 ВЫВОДЫ

1 Разработаны научные основы нового класса измерительных систем определения расхода нефтеводогазового потока на основе ультразвуковых измерений

2 Исследована взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками и, в частности, акустические свойства нефтеводяной эмульсии Определено, что величина затухания ультразвука в водонефтяной эмульсии может достигать 120 дБ/см на частоте 1МГц, наблюдается аномально низкое затухание ультразвука на

частоте 8 МГц - 44 дБ, скорость звука в эмульсии монотонно зависит от объемной концентрации воды, фракционного состава нефти, степени минерализации воды и от температуры, вязкость эмульсии достигает максимального значения в точке инверсии (при обводненности 60-70%) и возрастает при повышении степени дисперсности

3 Разработана и экспериментально обоснована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками,

4 Физически обоснованы и исследованы новые методы определения локальных параметров нефтеводогазового потока скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания Предложен новый подход к определению интегральных расходных характеристик нефтеводогазового потока, основанный на использовании статистически осредненных параметров зондируемой среды в определенных точках измерительного канала

5 Разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения локальных параметров нефтеводогазового потока объемной концентрации газовой фазы в потоке методом акустического зондирования, скорости потока доплеровским методом, обводненности нефтеводяной эмульсии по скорости прохождения акустических импульсов

6 Создана информационно-измерительная система определения расхода компонентов продукции нефтяных скважин «Ультрафлоу», включающая первичные преобразователи сигналов, блок накопления данных, радиоканал, базовый компьютер с программно-вычислительным комплексом "Уаг-Рго 2000", сертифицированная Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенная в Государственный реестр средств измерений В ней достигнуто значительное повышение точности измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока по сравнению с традиционными измерительными системами

7 Разработаны методы и оборудование для исследования и калибровки измерительной системы в условиях, моделирующих реальные режимы течения нефтеводогазовой смеси на выходе нефтяной скважины, сертифицированные Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенные в Государственный реестр средств измерений

8 Проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на эксплуатационную надежность на Уньвинском нефтяном месторождении Пермского края и в 2006 году начато серийное производство в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод»

9 Разработанная информационно-измерительная система контроля расходных характеристик нефтеводогазового потока внедрена на отечественных месторождениях

10 Предложены оригинальные технические решения, новизна которых, подтверждена патентами РФ №2126143, №2138023, Европейского патент-

ного бюро №1261846 В1, США №6,658,944 В2, Канады №2393727, Китая

№1427948 и других стран

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1 Мельников В И , Дробков В П , Контелев В В Акустические методы диагностики газожидкостных потоков - M Энергоатомиздат, 2006 -382 с

2 Полянин JIH , Дробков В П Прикладная гидродинамика восходящих газожидкостных потоков - M Энергоатомиздат, 2004 - 80 с

3 Мельников В И , Дробков В П , Лабутин С А , Шаронов Д А Исследование скорости распространения ультразвуковых волн в нефтеводяной эмульсии //Датчики и системы -2006 - №2 - С 7-10

4 Дробков В П , Лабутин С А , Чернигин В А Анализ доплеровских методов измерения частоты в ультразвуковых измерителях скорости и расхода двухфазных потоков // Датчики и системы - 2003 - № 12 -С 17-20

5 Дробков В П , Лабутин С А Методы и средства измерения влажности нефти (обзор) // Датчики и системы - 2002 - № 11 - С 23-27

6 Дробков В П , Лабутин С А Ультразвуковой измеритель скорости и расхода компонентов многофазного потока // Измерительная техника -2002 -№12 - С 32-33

7 Дробков В П Измерение объемной концентрации воды в нефтяных эмульсиях методом локального ультразвукового зондирования // Методы и средства измерения физических величин Материалы VI Все-росс научно-техн конф - Нижний Новгород, — 2002 — С 15

8 Дробков В П Система измерения расходных параметров компонентов нефтеводогазового потока «Ультрафлоу» // Информационные технологии в науке, проектировании и производстве Материалы VI Всероссийской научно-технич конф - Нижний Новгород, 2002 - С 57-58

9 Полянин Л H , Дробков В П Относительные скорости движения фаз в газожидкостном потоке на подъемных участках элементов энергетического оборудования // Тяжелое машиностроение - 2001 - №1 - С 3436

10 Дробков В П , Рахимкулов Р С , Червяков А П Многофазный ультразвуковой расходомер «Ультрафлоу» для измерения дебита нефтяных скважин // Нефтегаз - London Highbury House Communications, PL S, 2003 — № 3 -P 103-107

11 Дробков В П , Кулаков И В , Полянин Л H и др Экспериментальное исследование гидродинамики двухфазного потока в тяговой шахте модели кипящего аппарата // Сб Двухфазные потоки Теплообмен и нестационарные процессы в элементах энергооборудования - M Наука Ленинградское отделение, 1988 - С 137-149

12 Дробков В П , Кулаков И В , Халмэ М В , Шанин В К Исследование распределения паровой фазы теплоносителя в тяговой шахте модели реактора ACT //Теплоэнергетика - 1987 -№4 - С 37-39

13 Drobkov VP On phases volume flows evaluations in upward gas liquid flow // 5-th Workshop on Measurement Techniques for Steady and Transient Multiphase Flows - Rossendorf (Dresden), Germany - September 1820, 2002 - P 85-95

14 Патент 2138023 РФ, МКИ G01F1/74 Способ определения расхода компонентов многофазной среды / В П Дробков (РФ), В И Мельников (РФ) № 98103920/28, Заявлено 02 03 98, Опубликовано 20 09 99, Бюлл - 1999 - № 26

15 Патент 2126143 РФ, МКИ G01F1/74 Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды /В И Мельников (РФ), В П Дробков (РФ), А В Шустов (РФ) № 98104060/28, Заявлено 02 03 98, Опубликовано 10 02 99, Бюлл - 1999 - № 4

16 АС 1837218 СССР, МКИ G01N27/02 Кондуктометрический датчик локального паросодержания /А А Авдеев (СССР), С В Галахов (СССР), ВП Дробков (СССР) № 4462974/25, Заявлено 20 07 88, Опубликовано 30 08 93, Бюлл - 1993 - № 32

17 АС 1638615 СССР, МКИ G01N27/02 Кондуктометрический датчик локального паросодержания /А А Авдеев (СССР), С В Галахов (СССР), ВП Дробков (СССР) № 4484191/25, Заявлено 19 09 88, Опубликовано 30 03 91, Бюлл - 1991 - № 12

18 Patent НК1052549 Hong Kong, Intern CI G01F1/66 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations / Melmkov Vladimir (Ru), Drobkov Vladimir (Ru), Shustov Andrey (Ru) № HK2003010390720030602, Date of publication 24 12 03, Hong Kong Patent Applications

19 Patent 1427948 China, Intern CI G01F1/74 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations / Drobkov Vladimir (Ru), Melmkov Vladimir (Ru) № 01809249, Date of filing 05 03 01, Date of publication 02 07 03, China Patent Applications DVD 2003 №27

20 Patent 1261846 В1 Europe, Intern CI GO IF 1/74 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations / Melmkov V (Ru), Drobkov V (Ru), Shustov A (RU) № 01912592 1, Date of filing 05 03 01, Date of publication 11 06 03 Bulletin -2003 -№24

21 Patent 6,658,944 B2 United States, Intern CI G01F 1/74 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations / Melmkov V (Ru), Drobkov V (Ru), Shustov A (Ru) № 10/176,941, Date of filing 21 06 02, Date of publication 20 03 03, US 2003/0051558 A1

22 Patent 2393727 Canada, Intern CI G01F 1/74 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations / Melmkov V (Ru), Drobkov V (Ru), Shustov A (Ru) № PCT/NL2001/000180, Date of filing 05 03 01, Date of publication 06 06 02, Canadian Patent Applications DVD Vol 2002/105

Заказ № 44/05/07 Подписано в печать 20 04 2007 Тираж 100 экз Уел п л 2,75

ООО "Цифровичок", тел (495) 797-75-76, (495) 778-22-20 \v\vw с/г ги, е-тай ш/о@с/г ги

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Обзор и анализ методов и систем информационного обеспечения измерения расхода нефтеводогазового потока.

1.1. Проблемы измерения расхода нефтеводогазового потока в устье нефтяных скважин.

1.2. Классификация методов измерения информационных параметров двухфазного многокомпонентного потока.

1.2.1. Механические методы.

1.2.2. Электромагнитные методы.

1.2.3. Ядерно-физические методы.

1.2.4. Теплофизические методы.

1.2.5. Сравнительная оценка методов.

1.3. Информационно-измерительные системы измерения расхода нефтеводогазового потока.

1.3.1. Системы, основанные на предварительной сепарации газожидкостного потока.

1.3.2. Системы непосредственного измерения расхода нефтеводогазового потока.

ГЛАВА 2. Анализ физических характеристик нефтеводяных газожидкостных смесей и их акустических свойств.

2.1. Физические характеристики нефтеводяных эмульсий.

2.2. Акустические свойства нефтеводяных эмульсий.

2.2.1. Акустическая проводимость эмульсии.

2.2.2. Скорость распространения звука в эмульсии.

2.3. Гидродинамическая картина течения нефтеводогазового потока на выходе нефтяной скважины.

2.3.1. Пузырьковый режим течения.

2.3.2. Снарядный режим течения.

2.3.3. Дисперсно-кольцевой режим течения.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. Анализ акустических методов определения информационных параметров газожидкостного потока и разработка информационно модели.

3.1. Анализ акустических методов измерения объёмной концентрации газовой фазы в газожидкостном потоке.

3.1.1. Объемные методы измерения.

3.1.2. Методы, основанные на использовании волноводов.

3.2. Акустические методы измерения скорости газожидкостного потока.

3.2.1. Методы, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой.

3.2.2. Доплеровские методы измерения расхода потока.

3.3. Акустические методы определения объёмной концентрации воды в нефтеводяной эмульсии.

3.4. Разработка информационной модели и выбор определяющих параметров для системы измерения расхода нефтеводогазового потока.

3.4.1. Связь характеристик нефтеводогазового потока с измеряемыми параметрами. Обобщенная информационная модель.

3.4.2. Методика обработки первичной информации и алгоритмы вычисления расходов компонентов нефтеводогазового потока.

ГЛАВА 4. Разработка и исследование информационноизмерительной системы определения расходных параметров нефтеводогазового потока.

4.1. Структурная схема информационно-измерительной системы.

4.2. Акустический измерительный преобразователь для определения концентрации газовой фазы в двухфазном потоке.

4.2.1. Физические основы метода.

4.2.2. Информационные сигналы локального зонда и их анализ.

4.2.3. Особенности преобразователей и электронной аппаратуры для акустического зондирования нефтеводогазового потока.

4.2.4. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя.

4.3. Ультразвуковой доплеровский преобразователь скорости нефтеводогазового потока.

4.3.1. Методы измерения частоты в ультразвуковых доплеровских измерителях скорости двухфазного потока.

4.3.2. Особенности доплеровских преобразователей и электронной аппаратуры для измерения скорости нефтеводогазового потока.

4.3.3. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя.

4.4. Импульсный акустический измерительный преобразователь обводненности нефтеводяной эмульсии.

4.4.1. Методы измерения микросекундных интервалов времени.

4.4.2. Конструкция акустического измерительного преобразователя обводненности нефтеводяной эмульсии.

4.5. Конструктивное исполнение информационно-измерительной системы «Ультрафлоу».

4.5.1. Конструкция измерительной системы.

4.5.2. Гидродинамический измерительный канал.

ГЛАВА 5. Испытания информационно-измерительной системы измерения параметров нефтеводогазового потока и оценка адекватности информационной модели.

5.1. Исследование структурных элементов и экспериментальной модели информационно измерительной системы в лабораторных и полевых условиях.

5.1.1. Исследование структурных элементов измерительной системы в лабораторных условиях.

5.1.2. Испытания экспериментальной модели информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» в полевых условиях.

5.2. Испытания измерительной системы на крупномасштабном специализированном стенде. Оценка адекватности информационной модели.

5.3. Опытно-промысловая эксплуатация информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на Уньвинском нефтяном месторождении.

5.3.1. Сопоставление показаний СИ «Ультрафлоу» со штатным

АГЗУ «Спутник».

5.3.2. Сопоставление замеров дебетов, выполненных с помощью измерительных установок разного типа.

5.4. Опытно-промышленная эксплуатация информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на Чернушинской дожимной насосной станции.

Актуальность темы. Измерение дебита нефтяных скважин представляет собой актуальную и вместе с тем весьма сложную проблему, возникающую при разработке месторождений. Особенно эта проблема обострилась в условиях платного недропользования, поскольку является решающей во взаимоотношениях между нефтедобывающими предприятиями и государством. Актуальность этой проблемы определяется также необходимостью повышения эффективности нефтедобычи, что невозможно без качественного оперативного контроля эксплуатационных режимов нефтяных скважин [1-3].

Сложность этой проблемы состоит в том, что выходной продукцией скважин является смесь нефти, пластовой воды и попутных газов. Кроме того, смесь содержит некоторое количество твердых углеводородов (парафин, церезин и др.), а также минеральные частицы и другие механические примеси. Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения нефтеводогазового потока.

Традиционные методы и средства контроля производительности скважин, основанные на предварительной сепарации свободного газа, а иногда разделении и жидких компонентов, не отвечают сегодняшним потребностям отрасли и современному уровню развития информационно-измерительных технологий. Применяемые сепарационные измерительные установки имеют значительные массогабаритные характеристики, что затрудняет их транспортировку на вновь обустраиваемые месторождения, особенно в труднодоступные северные и восточные регионы страны. К тому же, используемые сепарационные устройства не обеспечивают полного отделения газовой фазы, что приводит к погрешности измерения количества продукции скважины [4].

Существенным недостатком таких установок является выборочный контроль дебита отдельных скважин куста и дискретность показаний, определяемая временем накопления отделяемой фазы в сепарационной емкости. В результате объем и достоверность получаемой информации недостаточны для выработки оптимальных и экономически обоснованных технических решений по режимам эксплуатации и срокам ремонта фонда нефтяных скважин. Отсутствие постоянной информации приводит к простою скважин, преждевременному износу оборудования и создает предпосылки к возникновению аварийных ситуаций [5, 6].

Таким образом, можно сделать вывод, что задача разработки новых методов и средств измерения расхода нефтеводогазового потока без использования сепарационных устройств весьма остро стоит перед специалистами. Необходимо создание приемлемых по стоимости, простых и надежных измерительных систем, обеспечивающих непрерывный контроль эксплуатационных параметров скважин, и, прежде всего, расхода компонентов нефтеводогазового потока.

Для решения данной задачи многие исследователи пытались применить классические методы и устройства измерения расходов однофазных потоков. Это различные сужающие устройства, тахометрические расходомеры, камерные счетчики и т.д. [7, 8]. Подобный подход использован также при создании известных многофазных измерительных систем "AGAR MPFM-301" и "AGAR MPFM-401" американской компании "AGAR Corporation" [9, 10]. Однако в условиях эксплуатации эти измерительные системы показали низкую надежность. К тому же, масса и габариты этих установок оказались весьма значительны.

Наибольшую известность получили бессепарационные многофазные расходомеры, в которых наряду с другими используются методы просвечивания потока ионизирующими излучениями. К ним относятся такие измерительные системы как "Fluenta-Roxar MPFF-1900VI", "Framo

Schlumberger Phase Watcher Vx", "Mixmeter" [11-13].

Кроме того, были разработаны и испытаны бессепарационные измерительные системы, в которых использованы другие методы измерений, основанные на регистрации изменений различных физических величин зондируемой среды. Однако они не нашли широкого применения в нефтедобывающей промышленности в силу различных причин, прежде всего недостаточной точности измерений.

Следует отметить, что успешное решение задачи определения количества продукции нефтяных скважин с помощью бессепарационных многофазных измерительных систем связано с выполнением следующих основных требований:

- необходимо регистрировать параметры физических величин зондируемой многофазной среды;

- следует обеспечить достоверность измерений в условиях нестабильности потока;

- необходимо обеспечить минимальные потери давления в измерительном тракте;

- динамический диапазон измерений расхода фаз должен быть достаточно широким (например, 1:20);

- измерительная система должна быть высоконадежной и автономной;

- измерительная система должна иметь небольшую массу и компактные размеры;

- система должна быть устойчива к химическому и абразивному воздействию рабочей среды;

- следует создать условия, исключающие появление смоло-парафиновых отложений;

- должны быть обеспечены простота монтажа и низкие затраты на обслуживание измерительной системы;

- следует исключить использование источника радиоактивного излучения.

К числу наиболее перспективных методов диагностики многофазных потоков, на базе которых могут быть разработаны измерительные системы, в значительной мере отвечающие перечисленным выше требованиям, относятся акустические методы. Эти методы были положены в основу вновь разработанных информационно-измерительных систем измерения расхода компонентов нефтеводогазовых потоков.

Цель работы. На основе теоретических и экспериментальных исследований газожидкостных потоков разработать и научно обосновать новый метод измерения расхода многофазных потоков ультразвуковыми средствами, создать и внедрить на нефтяных месторождениях России информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов продукции нефтяных скважин.

Для достижения этой цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие основные задачи:

- экспериментально исследованы физические параметры нефтеводогазового потока, включая акустические свойства нефтеводяной эмульсии;

- проанализированы гидродинамические характеристики режимов течения многофазной смеси в вертикальном канале;

- физически обоснованы и исследованы новые методы определения параметров нефтеводогазового потока: скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания в локальных точках;

- разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения параметров нефтеводогазового потока в локальных точках;

- разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками;

- создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока;

- создана методика и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным;

- разработаны и внедрены информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока на скважинах отечественных месторождений;

- проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы на эксплуатационную надежность на нефтяном месторождении.

Научная новизна. Новые результаты, полученные в работе, заключаются в следующем:

1. Предложены, обоснованы и развиты научные основы нового класса измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока на основе определения его локальных параметров акустическими средствами.

2. Разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры многофазного потока с его интегральными расходными характеристиками. Предложен новый подход к измерению характеристик нефтеводогазового потока, базирующийся на определении статистически осредненных локальных параметров среды и вычислении на этой основе его интегральных расходных характеристик.

3. На основе экспериментальных исследований установлена взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками.

4. Разработаны и обоснованы новые конструкции ультразвуковых преобразователей для определения локальной скорости потока, локального объемного газосодержания нефтеводогазового потока и обводненности нефтеводяной эмульсии.

5. Предложена и обоснована конструкция гидродинамического канала для размещения измерительных преобразователей.

6. Разработана и обоснована структура информационно-измерительной системы контроля расходных характеристик нефтедобывающей скважины.

7. Создана методическая и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности. Создана информационно-измерительная система для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока «Ультрафлоу», в которой достигнуто существенное улучшение важнейших эксплуатационных характеристик: обеспечена долговременная устойчивая работа системы на месторождениях в северных районах страны при значительных отрицательных температурах окружающего воздуха; осуществлена дистанционная передача данных измерений по радиоканалу на дистанцию до 20 км; достигнута более высокая точность измерения расходных параметров; более чем на порядок снижены массогабаритные характеристики относительно традиционных измерительных систем.

Разработан и построен измерительный испытательный стенд, позволяющий организовать течение модельного многокомпонентного потока с расходными и физическими характеристиками, воспроизводящими реальное движение продукции скважин. Стенд сертифицирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включен в Государственный реестр средств измерений. На этом стенде выполнен цикл исследований гидромеханики многокомпонентного потока в широком диапазоне изменения режимных параметров, отработаны математические модели связи расходных характеристик потока с параметрами среды, измеряемыми акустическими датчиками.

Выполнены исследования опытных образцов компонентов измерительной системы и в целом опытно-промышленного образца многофазного расходомера «Ультрафлоу».

Разработанная информационно-измерительная система «Ультрафлоу» была установлена на кусте скважин Уньвинского месторождения Пермского края, прошла опытно-промысловую эксплуатацию в течение четырёх лет и в настоящее время используется как штатная измерительная система. Система сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включена в Государственный реестр средств измерений. ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» приступил к серийному производству измерительных систем «Ультрафлоу», которые востребованы нефтедобывающими предприятиями. Первый серийный образец установлен на Чернушинском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» в многофазной системе сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин.

На основе разработанных методов измерения локальных параметров нефтеводогазовой смеси и математических моделей определения расходных характеристик многофазного потока создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения количества компонентов продукции нефтяных скважин. Тем самым решена важная научно-техническая проблема, имеющая большое значение для нефтедобывающей отрасли.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: th

- на семинаре «5 Workshop on Measurement Techniques for Steady and Transient Multiphase Flows». Rossendorf (Dresden), Germany - September 18-20,2002;

- на научно-техническом совете ЗАО «Лукойл-Пермь» об опытно-промысловых испытаниях системы измерения «Ультрафлоу». Пермь, 12 июля, 2002;

- на научном семинаре по многофазным системам измерения дебита скважин. ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 10-11 июля, 2003;

- на конференции «European Oil/Gas Industry Conference». Aberdeen, Scotland, Great Britain, September 4-7, 2003;

- на совещании главных метрологов ООО «ЛУКОЙЛ» «Метрологическое обеспечение учёта энергоресурсов». Москва, 1-3 октября, 2003;

- на семинаре «Новые технологии в системе замера дебита, учёта нефти и нефтепродуктов, мультифазные расходомеры». Нефтеюганск, ОАО «Юганскнефтегаз», 27 апреля, 2004;

- на семинаре «Multiphase Flow Measurement Seminar». Франция, Париж (Кламар), 14-19 декабря, 2004;

- на семинаре начальников управлений нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ». Пермь, 15 декабря, 2005;

- на техническом совещании «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», проведенном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ, ФГУП ВНИИ расходометрии. Казань, 21-23 ноября, 2006.

- на технических совещаниях в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ЮКОС», ОАО «Газпром-Геофизика» (в период 2001-06 гг.).

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и семи приложений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработаны научные основы нового класса измерительных систем определения расходных характеристик нефтеводогазового потока на основе ультразвуковых измерений.

2. Исследована взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками и, в частности, акустические свойства нефтеводяной эмульсии. Определено, что величина затухания ультразвука в водонефтяной эмульсии может достигать 120 дБ/см на частоте 1МГц; наблюдается аномально низкое затухание ультразвука на частоте 8 МГц - 44 дБ; скорость звука в эмульсии монотонно зависит от объемной концентрации воды, фракционного состава нефти, степени минерализации воды и от температуры; вязкость эмульсии достигает максимального значения в точке инверсии (при обводненности 60-70%) и возрастает при повышении степени дисперсности.

3. Разработана и экспериментально обоснована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками;

4. Физически обоснованы и исследованы новые методы определения локальных параметров нефтеводогазового потока: скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания. Предложен новый подход к определению интегральных расходных характеристик нефтеводогазового потока, основанный на использовании статистически осредненных параметров зондируемой среды в определенных точках измерительного канала.

5. Разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения локальных параметров нефтеводогазового потока: объемной концентрации газовой фазы в потоке методом акустического зондирования; скорости потока доплеровским методом; обводненности нефтеводяной эмульсии по скорости прохождения акустических импульсов.

6. Создана информационно-измерительная система определения расхода компонентов продукции нефтяных скважин «Ультрафлоу», включающая первичные преобразователи сигналов, блок накопления данных, радиоканал, базовый компьютер с программно-вычислительным комплексом "Var-Pro 2000", сертифицированная Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенная в Государственный реестр средств измерений. В ней достигнуто значительное повышение точности измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока по сравнению с традиционными измерительными системами.

7. Разработаны методы и оборудование для исследования и калибровки измерительной системы в условиях, моделирующих реальные режимы течения нефтеводогазовой смеси на выходе нефтяной скважины, сертифицированные Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенные в Государственный реестр средств измерений.

8. Проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на эксплуатационную надежность на Уньвинском нефтяном месторождении Пермского края и в 2006 году начато серийное производство в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод».

9. Разработанная информационно-измерительная система контроля расходных характеристик нефтеводогазового потока внедрена на отечественных месторождениях.

10. Предложены оригинальные технические решения, новизна которых, подтверждена патентами: РФ №2126143, №2138023, Европейского патентного бюро №1261846 В1, США №6,658,944 В2, Канады №2393727, Китая №1427948 и других стран.

1. Ахпателов Э.А. Актуальность проблемы учёта и контроля количества нефти, добываемой на месторождениях // 1. Общероссийская научно-практическая конференция по расходометрии: Материалы конференции. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - С. 7-9.

2. Браго Е.Н. Контроль режима эксплуатации скважин Крайнего Севера: проблемы и перспективы их решения на основе новых информационных технологий. / Е.Н. Браго, Б.А. Григорьев, О.В. Ермолкин и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - 60 с.

3. Баринов Б.А. Метрологическое обеспечение учёта продукции нефтяных скважин. // Законодательная и прикладная метрология. -2002.-№3.-С. 14-15.

4. Слепян М.А. Основные проблемы автоматизации в нефтедобывающей отрасли. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1996. - №1. - С. 2-3.

5. Белов В.Г., Соловьёв В.Я. Системность это предсказуемость процесса. // Нефть России. 1998. - №7. - С. 28-29.

6. Кремлёвский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1982. - 214 с.

7. Гужов А.И., Медведев В.Ф., Удодов А.Г. Установка для оперативного контроля расхода нефти и газа в системах совместного сбора продукции скважин. // Нефтяное хозяйство. 1981. - № 12. - С. 55-56.

8. AGAR MPFM-301 Multiphase (Oil/Water/Gas) Flow Meter. AGAR Corporation, www.agarcorp.com.

9. Описание типа средств измерения «Многофазный измеритель расхода AGAR MPFM-401» фирмы AGAR Corporation (США)», Государственный реестр средств измерений, per. № 15368-96.

10. Olsvik К. Fluenta Multiphase Flow Meter, Tested and Marinised./ Olsvik K., Widree Т., North Sea Flow Measurement Workshop, UK, 1995, 24-26 September, paper 19.

11. Oyvind Isaksen. Multiphase Meters. // Multiphase Metering Technology Forum. 2001, February 27 March 1, Houston, USA.

12. Harrison P.S., Hewitt G.F., Parry S.J., Shires G.L. Development and Testing of the «Mixmeter» Multiphase Flow Meter. // North Sea Flow Measurement Workshop, UK, 1995, 24-26 September. paper 17. - p. 1-34.

13. Алиев T.M. Информационно-измерительные системы количественного учета нефти и нефтепродуктов. / Т.М. Алиев, А.А. Тер-Хачатуров М.: Недра, 1976.- 157 с.

14. Ханов Н.И. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учёте. / Н.И. Ханов, А.Ш. Фахутдинов, М.А. Слепян и др. СПб.: СПб. УЭФ, 2000. -270 с.

15. Кульчицкий В.В. Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 2. - С. 95-97.

16. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Тотальный сбор информации. // Нефть России. 1999. - № 2. - С. 69-71.

17. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Обработка и представление информации. // Нефть России. 1999. - № 6. С. 64-67.

18. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Решения, основанные на информации. // Нефть России. 1999. - № 10. - С. 62-65.

19. Муравьев В.М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. / В.М. Муравьев, Н.Н. Репин М.: Недра, 1972. - 208 с.

20. Муравьёв В.М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977. - 304 с.

21. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.-280 с.

22. Левченко Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. / Н.М. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева М.: Химия,- 1967.-200 с.

23. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - 142 с.

24. Эмульсии. / Под ред. Ф. Шермана: Пер. с англ. /Под ред. А.А. Абрамзона. Л.: Химия, 1972. - 448 с.

25. Тоски Э., Окугбайе Э., Таувени Б. и др. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией. // Сб. Нефтегазовое обозрение. М.: весна 2003. - С. 68-77.

26. Гриценко А.И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. / А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, Ю.А. Харченко М.: Недра, 1994.-240 с.

27. Boure J.A., Delhaye J.M. General Equations and Two-Phase Flow Modeling. // Handbook of Multiphase Systems / Ed. by G. Hetsroni -Washington, NY, London: Hemisphere Publishing Corporation, 1986. P. 36-95.

28. Кутателадзе C.C. Исследование турбулентных течений двухфазных сред. -Новосибирск, 1973.-315 с.

29. Фукс Г.И. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов. М.: Знание, 1984.-64 с.

30. Гимаутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. / Ш.К. Гимаутдинов, А.И. Ширковский М.: Альянс, 2005. - 310 с.

31. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 50-51.

32. Дунюшкин И.И. Расчёты физико-химических свойств пластовой ипромысловой нефти и воды. Учебное пособие для ВУЗов. / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева М.: ФГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 448 с.

33. Вакулин А.А. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. / А.А. Вакулин, А.Б. Шабаров -Новосибирск: Наука, 1998. 249 с.

34. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука, 1987. -Часть 4.1.-464 с.

35. Телетов С.Г. Уравнения гидродинамики двухфазных жидкостей. // Доклады АН СССР М., 1945. - Т. 50. - С. 99-102.

36. Дюнин А.Н. Основы механики многокомпонентных потоков. / А.Н. Дюнин, Ю.С. Борщевский, Н.А. Яковлев Новосибирск: АН СССР. Сибирское отделение, 1965.-436 с.

37. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. / Г.Э. Одишария, А.А. Точигин М.: ВНИИ Природных газов и газовых технологий. Ивановский Государственный Энергетический Университет, 1998. - 400 с.

38. Мамаев В.А. Движение газожидкостных смесей в трубах. / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук, А.А. Точигин М.: Недра, 1978.-270 с.

39. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика двухфазных систем. М.: Энергия, 1976. - 296 с.

40. Сноу С. Гидродинамика многофазных систем: Пер. с англ. / Под ред. М.Е. Дейча-М.: Мир, 1971.-536 с.

41. Полянин JI.H. Прикладная гидродинамика восходящих газожидкостных потоков. /JI.H. Полянин, В.П. Дробков М.: Энергоатомиздат, 2004. - 80 с.

42. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972. - 440 с.

43. Мельников В.И. Акустические методы диагностики двухфазныхтеплоносителей ЯЭУ. / В.И. Мельников, Г.Б. Усынин М.: Энергоатомиздат, 1987.- 161 с.

44. Кремлевский П.П. Расходомеры и счётчики количества. JL: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1989. - 701 с.

45. Каменов А.В., Лепешкин Л.Н., Литвинов Л.И. Расходомер с сужающим устройством для водопонижающих скважин. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 14-16.

46. Acharya S.K. Characteristics of Dall Flow Tube. // j. Inst. Engng. (India Mech. Engng). Div. 47, № 9. - P. 327-335.

47. Локшин В.А. Технические характеристики трубок для измерения расхода жидкости. // Теплоэнергетика. 1954,- № 4.- С. 29-33.

48. Иванов К.Ф., Дубинский Н.М. Расходомеры на базе осредняющих напорных трубок. // Сб. Повышение точности измерения расхода. Л.: ЛДНТП, 1988.-С. 30-34.

49. Акимов В.Ф. Измерение расхода газонасыщенной нефти. М.: Недра, 1978.-200 с.

50. Акимов В.Ф. Щелевые расходомеры непрерывного взвешивания // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.-С. 71-74.

51. Agostini G., Era A. Preliminary Density Measurements of Steam Water Mixtures Flowing in a Tubular Channel Under Adiabatic and Heated Conditions // Energie nucleare. 1971. - Vol. 18, № 5. - P. 30-34.

52. Агабеков Н.Г., Арутюнов Л.А., Цабкевич Э.Р. Счётчики жидкости ковшового типа. // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 9. - С. 54-58.

53. Киясбейли А.Ш. Счётчики и расходомеры с овальными шестернями. / А.Ш. Киясбейли, Л.М. Лифшиц М.: Машиностроение, 1983. - 144 с.

54. Грабовский A.M., Денисов А.Ю. Расходомер с поворотным крылом. // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.-С. 63-65.

55. Бошняк Л.О. Современное состояние исследований и разработок тахометрических расходомеров. // Приборы и системы управления. -1972.-№9.-С. 44-48.

56. Леванов В.Г., Чумаков А.Г., Мезнев А.В. Расходомер с шариковым ротором. // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.- С. 98-101.

57. Абрамов Г.С. Практическая расходометрия в промышленности. / Г.С. Абрамов, А.В. Барычев, М.И. Зимин М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. -472 с.

58. Ибрагимов Н.Г., Самойлов В.В., Фролов А.И. и др. Анализ и выбор средств измерения расходов в системах ППД и газосборных сетях. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 74-78.

59. Киясбейли А.Ш. Вихревые счётчики-расходомеры. / А.Ш. Киясбейли, М.Е. Перелыптейн М.: Машиностроение, 1974. - 160 с.

60. Киясбейли А.Ш. Вихревые измерительные приборы. / А.Ш. Киясбейли, М.Е. Перелыптейн М.: Машиностроение, 1978. - 152 с.

61. Ривкин И.Я. Вибрационные массовые расходомеры. // Измерение, контроль, автоматизация. 1980. - № 7-8. - С. 27-32.

62. Биргер Г.И. Ультразвуковые расходомеры. / Г.И. Биргер, Н.И. Бражников М.: Металлургия, 1964. - 382 с.

63. White D., Rodely A., McMurtrie С. The Vortex Shedding Flowmeter. // Chem. Eng. 1972. - Vol. 13, № 1. - P. 1-17.

64. Маштаков Б.П. Разработка и исследование вихревых расходомеров на основе взаимодействия потока жидкости с телом обтекания: Автореф. дисс. канд. техн. наук. М., 1984. - 24 с.

65. Маштаков Б.П., Грикевич А.В. Вихревые расходомеры с телом обтекания. Перспективы вихревой расходометрии. // Приборы и системы управления. 1990. -№ 12. - С. 24-26.

66. Трескунов С.Л., Барыкин Н.А. Перспективы использования струйныхгенераторов для измерения расхода. // Теоретические и экспериментальные исследования в области создания измерительных преобразователей расхода: Труды НИИ Теплоприбор. М., 1984. - С. 30-39.

67. Катыс Г.П. Массовые расходомеры. JL: Энергия, 1965. - 88 с.

68. Цейтлин В.Г. Расходоизмерительная техника. М.: Стандарты, 1977. -239 с.

69. Eren Н. Density Measurement. // Curtin University of Technology. Press LLC http://www.engnetbase.com

70. Киясбейли А.Ш. Частотновременные расходомеры и счётчики. / А.Ш. Киясбейли, A.M. Измайлов, В.М. Гуревич М.: Машиностроение, 1984.-127 с.

71. Бобровников Г.Н. Бесконтактные расходомеры. / Г.Н. Бобровников, Б.Н. Новожилов, В.Г. Сарафонов М.: Машиностроение, 1985. -128 с.

72. Fox Т.Е. A Theoretical and experimental investigation of a range-gated ultrasonic Doppler Flow Detector // Scien. Instr. 1981. - Vol. 14, № 5. - P. 330-340.

73. Coulthard J. Cross-correlation Flow Measurement a History and the State of the Art// Meas. and Contr. - 1983. - Vol. 16, № 6. - P. 214-218.

74. The Abbon Flow Master (AFM) // Acoustic Technology. Официальный сайт фирмы "ABBON". www.abbon.com.htm.

75. Мельников В.И. Акустические методы диагностики газожидкостных потоков. / В.И. Мельников, В.П. Дробков, В.В. Контелев М.: Энергоатомиздат, 2006. - 382 с.

76. Arave А.Е. Ultrasonic Density Detector for Vessel and Reactor Core Twophase Flow Measurements // Aspects Nucl. React. Safety Proc. Int Cobl. Tests React. Safety Program, Patten, 25-28 June., 1979, Chur. 1980. P. 345-368.

77. Мельников В.И., Хохлов B.H., Усынин Г.Б. и др. Разработка и исследование акустического метода измерения паросодержания на выходе ТВС реакторов ACT. // Атомная энергия. 1986. - Т. 61, Вып. 1,-С. 27-30.

78. Бутенко В.И., Чистяков Е.С. Установка для измерения концентрации газовых фаз в потоке жидкости. // Газотермодинамика многофазных потоков в энергоустановках: Труды Харьковского авиационного института. Харьков, 1978. - Вып. 1. - С. 92-96.

79. Беляков B.JI. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. Глава 4. М.: Недра, 1992. - 202 с.

80. Кричевский Е.С. Теория и практика экспрессного контроля влажности твёрдых и жидких материалов. / Е.С. Кричевский, В.К. Бензарь, М.В. Венедиктов и др. М.: Энергия, 1980. - 240 с.

81. Лидерман И.С. Методы и приборы для измерения влажных жидких сред в нефтепереработке и нефтехимии. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1972.-88 с.

82. Саяхов Ф.Л. Электрофизические методы контроля и управления свойствами технологических жидкостей в нефтедобыче. /Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 68 с.

83. Шерклиф Дж. Теория электромагнитного измерения расхода: Пер. сангл. М.: Мир, 1965. - 268 с.

84. Гаммерман М.Я. Общепромышленные электромагнитные расходомеры // Приборы и системы управления. 1972. - № 9. - С. 42-44.

85. Корсунский JI.M. О применении электромагнитных расходомеров для сред с низкой проводимостью. // Сб. Вопросы магнитной гидродинамики. Рига, 1963. - С. 309-314.

86. Рабинович Ф.М. Кондуктометрический метод дисперсного анализа. -Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1970. -176 с.

87. Голубев Б.П. Электрофизические методы исследования свойств теплоносителей. / Б.П. Голубев, С.Н. Смирнов, Ю.М. Лукашев, Е.П. Свистунов -М.: Энергоатомиздат, 1985. 184 с.

88. Субботин В.И., Похвалов Ю.Е., Михайлов Л.Е. и др. Резистивный и емкостной методы измерения паросодержания. // Теплоэнергетика. -1974.-№6.-С. 63-68.

89. Марченко А.В., Голубев Б.П., Свистунов Е.П. и др. Использование кондуктометрического метода определения характеристик двухфазных методов в теплоэнергетике. // Теплоэнергетика. 1979. - № 7. - С. 5861.

90. Дробков В.П. Разработка методик измерений и экспериментальное определение теплогидродинамических характеристик контура естественной циркуляции реактора для ACT: Дисс. канд. техн. наук. -М., 1986.-207 с.

91. Hammer Е., Thorn R. Capacitance Transdusers for Nonintrusive Measurement of Water in Crude Oil. // Proceedings of International

92. Conference on The Metering of Petroleum and Its Products (7-8 march 1985). London: ECA, 1985. - P. 45-49.

93. Браго E.H., Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах. // Приборы и системы управления. 1996. - № 1. - С. 27-28.

94. Фетисов B.C. Средства измерения влажности нефти: современное состояние, проблемы и перспективы (обзор) // Датчики и системы. -1999.-№3,-С. 33-38.

95. Patent 5,503,004 United States, Intern. CI. G01F1/74. Apparatus for Determining the Percentage of a Fluid in a Mixture of Fluids. / J. Agar (US). № 438,984; Date of filing 11.05.1995; Date of publication 02.04.1996; US005503004A.

96. Браго E.H. Использование сверхвысоких частот для измерения содержания компонентов в нефтеводяных и газожидкостных потоках. / А.А. Демьянов-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1989. Вып. 3(71). -40 с.

97. Войнов В.В. Исследование методов относительного содержания компонент в многофазных микроволновых расходомерах для нефтяных скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Долгопрудный, 1997. -18 с.

98. Зайцев JI.A. Система сбора и обработки информации для резервуарных парков. /Л.А. Зайцев, В.В. Панарин -М.: Недра, 1984. 148 с.

99. Стырикович М.А. Методы экспериментального изучения процессов генерации пара. /М.А. Стырикович, М.И. Резников М.: Энергия, 1976. -279 с.

100. Жерновой А.И. Ядерно-магнитные расходомеры. Л.: Машиностроение, 1985. - 135 с.

101. Жерновой А.И. Измерения расхода компонентов гетерогенных потоков с помощью ядерного магнитного резонанса // Сб. Измерения расходовжидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 134-135.

102. Солодкий В.А., Бартоломей Г.Г., Харитонов Ю.В. и др. Определение паросодержания в кипящих реакторах способом электрозондирования. //Теплоэнергетика. 1980.- № 10.-С. 15-18.

103. Дробков В.П., Кулаков И.В., Халмэ М.В., Шанин В.К. Исследование распределения паровой фазы теплоносителя в тяговой шахте модели реактора ACT. // Теплоэнергетика. 1987. - № 4. - С. 37-39.

104. Резников М.И., Миропольский 3.JI. Радиоизотопные методы исследования внутрикотловых процессов. М.: Энергия, 1965. - 216 с.

105. Харитонов Ю.В. Методика определения истинного объёмного паросодержания в стационарных и нестационарных процессах с помощью гамма-просвечивания: Дисс. канд. техн. наук. М.: МЭИ, 1973.-269 с.

106. Юрова JI.H., Смолин С.В., Шпанский С.В. и др. Метод определения паросодержания в среде по регистрации замедленных ею нейтронов // Атомная энергия. 1977. - Т. 43, № 3. - С. 164-170.

107. ПО. Емельянов И.Я., Юрова J1.H., Смолин С.В. и др. Использование нейтронного датчика для определения паросодержания. // Атомная энергия. 1977. - Т. 43, № 3. - С. 171-175.

108. Бартоломей Г.Г., Алтухов М.С., Байбаков В.Д. Определение плотности среды методом нейтронного просвечиваия. // Теплоэнергетика. 1975. - № 2. - С. 72-76.

109. Кратиров В.А., Кремлёвский П.П. Флуктуационный метод измерения расхода нефтегазовых смесей. // Приборы и системы управления. -1983.-№ 9.-С. 18-19.

110. Александрович Г.В., Колесов В.И. Тепловой трубчатый расходомер. // Заводская лаборатория. 1967. - № 5. - С. 380-382.

111. Френкель Б.А. Тепловые калориметрические расходомеры. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1968. - 90 с.

112. Корякова О.Н., Кузьмин В.А. Термоанемометры постоянной температуры. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973.-С. 56-59.

113. Гришечкин B.C. Измерение скоростей потоков воды и воздуха полупроводниковыми термоанемометрами. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 77-79.

114. Делайе Д. Теплообмен и гидродинамика в атомной энергетике: Пер. с англ. / Делайе Д., Гио М., Ритмюллер М. // Под ред. П.Л. Кириллова -М.: Энергоатомиздат, 1984. 422 с.

115. Леончик Б.И., Маякин В.П. Измерения в дисперсных потоках. М.: Энергоиздат, 1981.- 181 с.

116. Басков В.Б., Кириллов С.Е. Тепловая меточная система для измерения параметров потоков жидкостей. // Изв. Вузов. Приборостроение. -1982.- Т. 25.-С. 14-18.

117. Фатхутдинов А.Ш. Автоматизированный учёт нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. /А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Н.И. Ханов и др. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002. -417 с.

118. Абрамов Г.С. Проблемы выбора средств измерения дебита нефтяных скважин. // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. 2004. - № 9. - С. 2-8.

119. Чудин В.И., Ануфриев В.В, Шуваева Л.А. и др. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 3. - С. 51-54.

120. Фролов А.И. Проблемы измерения продукции скважин нефтяных месторождений. // Датчики и системы. 2001. - № 9. - С. 37-40.

121. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Многофазные расходомеры для измерения дебита нефтяных скважин. // Мир измерений. 2003. -№5.-С. 7-20.

122. Танеев Ф.К. Автоматизированные групповые установки типа «Спутник» для покомпонентного измерения продукции скважин. // Экспресс-информ. Серия «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1971. - Вып. 10.-С. 17-21.

123. Дробах В.Т., Танеев Ф.К., Галямов М.Н., Гафаров Ш.М. Эксплуатация автоматизированных групповых установок «Спутник». // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 2. - С. 66-68.

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

125. Слепян М.А., Золотухин Е.А., Фатхутдинов А.Ш., Шатунов А.С. Блочные установки для коммерческого и оперативного учёта нефти. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1997.-№3-4.-С. 33-35.

126. Белов В.Г., Соловьёв В.Я. Модернизация АГЗУ «Спутник АМ40» и методики измерения продукции скважин. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 10.-С. 118-121.

127. Слепян М.А. Программа капитального ремонта и модернизации ГЗУ «Спутник» // Общероссийская научно-практическая конференция «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии»: Материалы конференции. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С. 70-73.

128. Под маркой ОЗНА. Оборудование для измерения продукции скважин нового поколения. Материалы аналитической службы. // Нефтегазоваявертикаль. 2005. - № 18. - С. 68-69.

129. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Е-03-180-300А». Техническое описание. Уфа, 2000.

130. Рекомендация ГСИ: Дебит жидкости нефтяных скважин. Методика выполнения измерений массоизмерительной установкой типа «АСМА». МИ 2731-2002. М.: ФГУП ВНИИМС Госстандарта России, 2002. - 24 с.

131. Установка измерительная групповая «Спутник-М». Руководство по эксплуатации. Тюмень, 2002.

132. Замерная установка гидростатического типа «МЕРА 40-1-1500М». Техническое описание. Тюмень: «Нефтемаш», 2003.

133. Установка измерительная групповая автоматизированная «Электрон-1500». Устройство и принцип действия, www.zeleletr.ru/el.

134. Абрамов Г.С., Зимин М.И., Чураков В.В., Тресков С.Г. Гидростатический метод учета продукции нефтяных скважин. // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 9. - С. 8-11.

135. Абрамов Г.С., Зимин М.И. Анализ погрешностей установок с гидростатическим методом измерения // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 9. - С. 12-15.

136. Технологический учет жидкости в продукции нефтяных скважин. Групповая замерная установка «Дельта-М»,НПО «НТЭС».www.nponts.ru.

137. Официальный сайт компании «Accuflow» (США): www.accuflow.com.

138. Компактный циклонный мультифазный анализатор ССМ компании «Argosy Technologies Ltd», www.argosy-tech.

139. Официальный сайт университета г.Тулса (США): www.tustp.org.

140. AGAR MPFM-401 Multiphase (Oil/Water/Gas) Flow Meter. AGAR Corporation, www.agarcorp.com.

141. Harrison P.S., Hewitt G.F., Parry S.J., Shires G.L. Development and Testing the "Mixmeter" Multiphase Flowmeter. // 13-th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1995. - paper 17.-33 p.

142. Torkildsen B.H., Helmers P.B., Kanstad S.K., Letton W. Topside and Subsea Experience with the Framo Multiphase Flow Meter. // 15-th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1997. - paper 6. - 18 p.

143. Thorn R., Johansen G.A., Hammer E.A. Three-phase Flow Measurement in the Offshore Oil Industry is there a Place for Process Tomography. // 1-st World congress on industrial process tomography. Buxton, Greater Manchester. 1999. - April. - P. 228-235.

144. Valle-Hanssen B. Status of the Framo Subsea Multiphase Flow Meter // 13th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1995. - paper 13.-10 p.

145. Compact Multiphase Meters Take Tradition to Task. // Offshore engineer. -2003.-October.-P. 41-44.

146. Сафонов A.B. Многофазные расходомеры производства фирмы Roxar (Норвегия) // II Общероссийская научно-практическая конференция по расходометрии: Материалы конференции. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.-С. 155-158.

147. Прибор RFM MPFM. Техническое описание. Roxar flow measurement. -2005.-23 с.

148. Расходомеры-счетчики многокомпонентные TopFlow. Описание типа средств измерений. // Per. № 22110-01 в Государственном реестресредств измерений РФ.

149. Расходомер для многофазных сред TopFlow. Техническое описание. -Pietro Fiorentini/FlowSys. 2003. - 17 с.

150. Multiphase Meter to Undergo North Sea Tests. //Oil & Gas Journal. -1995.-№ 17.-P. 69-71.

151. Patent 5287752 United States, Intern. CI. G01F1/64. Measurment of Gas and Liquid Flowrates and Watercut of Multiphase Mixtures of Oil, Water and Gas. / Den Boer Johannis J. (NL). № US 19920872377; Date of filing 23.04.92; Date of publication 22.02.94.

152. Расходомер РГЖ-001. Паспорт и руководство по эксплуатации. ИГНД 407312 002 РЭ. НИИИС. 1997. - 17 с.

153. Садыков Р.Х., Стариков В.П. Измерители состава и расхода многофазных и многокомпонентных жидкостей «КОУН» // XIIмеждународная научно-практическая конференция

154. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара»: Труды конф. СПб.: Борей-Арт, 2002. - С. 27-36.

155. Jones О.С., Zuber N. The Interrelation between Void Fraction Fluctuations and Flow Patterns in Two-Phase Flow. // Int. Journal Multiphase Flow. -1975.-Vol. 2.-P. 273-306.

156. Jamieson A.W. Multiphase Metering The Challenge of Implementation. // 16-th North Sea Flow Measurement Workshop. - 1998. - Norway. - 8 p.

157. Браго E.H. Новые информационные технологии и измерительное оборудование контроля режима эксплуатации скважин газонефте-конденсатных месторождений Крайнего Севера. / Е.Н. Браго, Б.А. Григорьев, О.В. Ермолкин и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -84с.

158. Сулейманов Р.С., Ланчаков Г.А., Браго Е.Н., Ермолкин О.В. Спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода многофазных потоков скважин. // Сб. Проблемы освоения Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998. - С. 273-280.

159. Браго Е.Н., Ермолкин О.В. Информационная модель газожидкостного потока. // Приборы и системы управления. 1995. - № 3. - С. 17-19.

160. Шэклтон Дж. Программа новых технологий ENERGIE: Многофазная измерительная система ESMER. // Нефтегазовые технологии. 2000. -№ 5. - С. 43-44.

161. Toral Н., Cai S. Field Tests of the ESMER Multiphase Flowmeter. // 16-th North Sea Flow Measurement Workshop. 1998. - Norway. - p. 15.

162. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - 144 с.

163. Вакулин А.А. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. /А.А. Вакулин, А.Б. Шабаров -Новосибирск: Наука, 1998. 249 с.

164. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основныхтехнологических процессов. Казань: Фэн, 2002. - 512 с.

165. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский М.: Альянс, 2005. - 310 с.

166. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. Инженерные методы расчета: Пер. с польск. / Под ред. П.Г. Романкова M.-JL: Химия, 1966. -536 с.

167. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 50-51.

168. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 328 с.

169. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике. М.: Иностранная литература, 1956. - 726 с.

170. Берлинер М.А. Электрические методы и приборы для измерения и регулирования влажности. М. - Л.: Госэнергоиздат, 1960. - 310 с.

171. Полянин Л.Н. Вопросы теплофизики водоохлаждаемых энергоустановок. -М.: Энергоатомиздат, 1994. 144 с.

172. Мойссис Р., Гриффите П. Теплопередача // Труды американского общества инж.-мех. 1961. - сер.С., № 3. - 99 с.

173. Справочник по теплообменникам: Пер. с англ. / Под ред. Б.С. Петухова, В.К. Шикова М.: Энергоатомиздат, 1987. - Т. 1 - 560 с.

174. Lucas D., Krepper Е., Prasser Н. Prediction of radial gas profiles in vertical pipe flow on the basis of bubble size distribution. // Int. J. Therm. Sci. -2001.-Vol. 40.-P. 217-225.

175. Федоткин И.М. Теплогидравлические процессы в выпарных аппаратах. /И.М. Федоткин, С.И. Ткаченко Киев: Техника, 1975. - 212 с.

176. Полянин Л.Н., Дробков В.П. Относительные скорости движения фаз в газожидкостном потоке на подъёмных участках элементов энергетического оборудования. // Тяжёлое машиностроение. 2001. -№1. - С. 34-36.

177. Peebles F.N., Gerber H.J. Studies on the motion of gas bubbles in liquids. // Chemical Engineering Progress. 1953. - Vol. 49, № 2.

178. Гаврилов A.P. Содержание свободного газа в жидкости и акустические методы его измерения. // Акустический журнал. 1969. - Т. 15, № 3. -С. 321-333.

179. Лепендин Л.Ф. Акустика. М.: Высшая школа, 1978. - 448 с.

180. Исакович М.А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. - 496 с.

181. А.С. 618674 СССР, МКИ G01N29/02. Способ определения концентрации газа в жидкости. / И.С. Кольцова (СССР), Л.О. Крымский (СССР), И.Е. Покровская (СССР), И.Г. Михайлов (СССР). № 19772442125; Заявлено 10.01.77; Опубликовано 05.08.78; Бюлл. -1978.-№29.

182. Остервечель Г. Об измерении объемов маленьких газовых пузырьков и расходов газов акустическим методом // Приборы для научных исследований. 1980. - № 2. - С.44-48.

183. Winterton R.H.S. Boiling noise detection. // J. Brit. Nucl. Energy Soc. -1973.-Vol. 12, №4.-P. 459-462.

184. Левковский Ю.Л. Структура кавитационных течений. Л.: Судостроение, 1978. - 222 с.

185. Патент 5030230U Япония, МКИ Е02В15/06. Устройство для контроляза качеством теплоносителя в ядерном реакторе. / № 19910085443U; Заявлено 24.09.1991; Опубликовано 20.04.1993.

186. Patent 1138433 GB, Intern. CI. G01n29/00. Method and Device for Measuring the Gas Content of a Flowing Two-Phase Mixture /С. Chederville , N. Lions, M Rosse . № 5603/67; Date of application and filing 06.02.1967.

187. Патент 2091258 Франция, МКИ G01N29/00. Детектор газовыделения./ Заявлено 05.05.71.

188. Бутенко В.И., Чистяков Е.С. Установка для измерения концентрации газовых фаз в потоке жидкости. //Газотермодинамика многофазных потоков в энергоустановках. Харьковский авиационный институт. -Харьков, 1978.-Вып. 1.-С. 92-96.

189. Winterton R.H. Boiling Noise Detection. // J. Brit. Nucl. Energy Soc. -1973. Vol.12, № 4. - P. 459-462.

190. Мельников В.И. Диагностика двухфазных потоков методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. — 1981. — Т. 3, № 2. С. 110-116.

191. Махин В.А., Мельников В.И., Шатров В.А. Оценка точности измерения паросодержания методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. 1981. - Т. 3, № 4. - С. 83-86.

192. А.С. 1125538 СССР, МКИ G01T29/02. Акустический зонд для диагностики двухфазных сред. / В.И. Мельников (СССР), В.Н. Хохлов (СССР). № 3325545/25-28; Заявлено 06.08.81; Опубликовано 23.11.84; Бюлл. -1984. -№ 43.

193. А.С. 871057 СССР, МКИ GO 1 N29/00. Способ измерения среднего объемного паросодержания и устройство для его осуществления. / В.И. Мельников (СССР). №2780888/25-10; Заявлено 18.06.79; Опубликовано 07.10.81, Бюлл.-1981.-№37.

194. Patent US3744301 United States, Intern. CI. G01F23/296. Ultrasonic Void

195. Fraction Detector. /А. Arave (United States). № USD3744301; Date of filing 09.09.71; Date of publication 10.07.73.

196. Тренин Ю.С., Радовский И.С., Егоров Ю.В., Шпирный В.Д. Результаты испытания акустического датчика паросодержания. // Вопросы теплофизики ядерных реакторов. 1977. - Вып. 6. - С. 57-60.

197. Мельников В.И. Ультразвуковые методы измерений парожидкостных средах. // Труды Российской национальной конференции по теплообмену. -М., 1994.-Т. 6.-С. 136-141.

198. А.С. 901895 СССР, МКИ G01N29/02. Устройство для диагностики двухфазного потока / В.И. Мельников (СССР), В.А. Махин (СССР), Н.Ф. Дзятко (СССР). № 2893456/25-10; Заявлено 12.03.80; Опубликовано 30.01.82, Бюлл. 1982. -№ 4.

199. Патент 2167442 Франция, МКИ G01F1/66. Способ измерения расхода жидкости или газа и устройство для его осуществления./ № 19720001488; Заявлено 11.01.72; Опубликовано 24.08.73.

200. Бражников Н.И., Каневский И.Н. Ультразвуковые импульсные методы контроля расхода жидкостей. // Ультразвуковая техника. 1968. - № 2. -С. 34-39.

201. Лабутин С.А., Мельников В.И. Многофункциональный измеритель характеристик случайных процессов. // Приборы и техника эксперимента. 1988. - № 4. - С. 217.

202. Дунцев А.В., Лабутин С.А., Мельников В.И., Хохлов В.Н. Доплеровский ультразвуковой импульсный измеритель скорости и расхода двухфазных потоков жидкости. // Приборы и техникаэксперимента. 1994. -№ 2. - С. 210.

203. Беляков B.JI. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. Глава 3. М.: Недра, 1992. - 202 с.

204. Дробков В.П., Лабутин С.А. Методы и средства измерения влажности нефти (обзор). // Датчики и системы. 2002. - № 11. - С. 23-27.

205. Дробков В.П. Измерение объемной концентрации воды в нефтяных эмульсиях методом локального ультразвукового зондирования. // Методы и средства измерения физических величин: Материалы VI Всеросс. научно-техн. конф. Нижний Новгород, - 2002. - С. 15.

206. Патент 2126143 РФ, МКИ GO IF 1/74. Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды. /В.И. Мельников (РФ), В.П. Дробков (РФ), А.В. Шустов (РФ). № 98104060/28; Заявлено 02.03.98; Опубликовано 10.02.99; Бюлл. 1999. -№ 4.

207. Патент 2138023 РФ, МКИ GO IF 1/74. Способ определения расхода компонентов многофазной среды. / В.П. Дробков (РФ), В.И. Мельников (РФ). № 98103920/28; Заявлено 02.03.98; 0публиковано20.09.99; Бюлл. -1999.-№26.

208. Дейч M.E. Газодинамика двухфазных сред. / Дейч М.Е., Филиппов Г.А. М.: Энергоиздат, 1981.-472 с.

209. Лаврентьев М.А. Проблемы гидродинамики и их математические модели. / Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. М.: Наука, 1973. - 416 с.

210. Биркгоф Г. Гидродинамика. М.: ИЛ, 1963. - 244 с.

211. Амосов А.А. Вычислительные методы для инженеров. / Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. М.: Изд-во МЭИ, 2003. - 596 с.

212. Дробков В.П., Лабутин С.А., Чернигин В.А. Анализ доплеровских методов измерения частоты в ультразвуковых измерителях скорости и расхода двухфазных потоков. // Датчики и системы. 2003. - № 12. -С. 17-20.

213. Махин В.А., Мельников В.И., Шатров В.А. Оценка точности измерения паросодержания методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. 1981. - Т. 3, - № 4. - С. 83-86.

214. Herringe R.A., Davis M.R. Detection of instantaneous phase changes in gas-liquid mixtures. // J. Physics. E Scientific Instrum. - 1974. - Vol.7, № 10. -P. 807-812.

215. Севастьянов В.П., Голубев Б.П., Свистунов Е.П. О достоверности результатов электрозондирования пароводяных потоков в теплоэнергетике. // Теплоэнергетика. 1984. - № 12. - С. 58-60.

216. Френке Л. Теория сигналов: Пер. с англ. М.: Советское радио, 1974. -344 с.

217. Применение ультразвука в медицине. Физические основы. / Под ред. К. Хилла. М.: Мир, 1989. - 568 с.

218. Бокс Д. Анализ временных рядов. Прогноз и управление: Пер. с англ. /Д. Бокс, Г. Дженкинс. / Под ред. В.Ф. Писаренко. М.: Мир, 1974. -Вып. 1.-406 с.

219. Мельников В.И., Дробков В.П., Лабутин С.А., Шаронов Д.А. Исследование скорости распространения ультразвуковых волн в нефтеводяной эмульсии. // Датчики и системы. 2006. - № 2. - С. 7-10.

220. Дробков В.П., Рахимкулов Р.С., Червяков А.П. Многофазный ультразвуковой расходомер «Ультрафлоу» для измерения дебита нефтяных скважин. // Нефтегаз. London.: Highbury House

221. Communications, P.L.S., 2003. № 3. - P. 103-107.

222. Дробков В.П., Лабутин С.А. Ультразвуковой измеритель скорости и расхода компонентов многофазного потока. // Измерительная техника. 2002. - № 12.-С. 32-33.