автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Разработка информационно-измерительной системы контроля параметров газодобывающих скважин

Введение,

Глава I. Технические средства и методы измерения технологических параметров продукции газовых скважин

1.1. Обзор методов и средств измерения расходных параметров продукции газовых скважин

1.2. Современные методы и средства оперативного измерения расхода фаз в многофазном потоке

1.3. Спектрометрический метод измерения расхода фаз сложных потоков

Глава И. Исследование спектрометрического метода измерения расходных параметров многофазных потоков газовых скважин

2.1. Разработка измерительного преобразователя расхода

2.1.1. Конструкция измерительного преобразователя расхода

2.1.2. Измерительная линия для установки преобразователя расхода

2.1.3. Методика расчета формирователя потока

2.2. Промысловые исследования измерительного преобразователя расхода

2.2.1. Структура и состав измерительно-анализирующего комплекса

2.2.2. Методика проведения и обработки результатов промысловых исследований

2.2.3. Анализ результатов исследований

2.3. Разработка и исследование информационной модели расхода продукции газовых скважин

2.3.1. Основные принципы разработки и исследования информационных моделей

2.3.2. Исследование различных информационных моделей расхода газа газодобывающих скважин

2.3.3. Информационная модель расхода газа с учетом геометрических характеристик измерительного преобразователя

2.3.4. Методика расчета параметров информационной модели

Глава III. Разработка информационно-измерительных систем контроля дебита скважин

3.1. Архитектура и общие принципы построения систем для различных типов скважин

3.2. Построение измерительных каналов ИИС. Расходный канал

3.3. Испытательный стенд для исследования измерительного преобразователя

3.4. Построение преобразователей информационно-вычислительного устройства

3.5. Мобильная информационно-измерительная система

Глава IV. Эксплуатация систем контроля дебита на Уренгойском ГНКМ (на примере мобильной системы «ПОТОК-4»)

4.1. Мобильная система «ПОТОК-4»

4.2. Технологические схемы обустройства скважин и кустов скважин

4.3. Методика эксплуатации мобильной системы «ПОТОК-4»

4.4. Обработка, представление и анализ измерительной информации,

4.5. Внедрение ИИС контроля параметров газодобывающих скважин

Основной объем нефтегазодобычи в России приходится на месторождения Западной Сибири и Крайнего Севера, разработка и эксплуатация которых производится в сложных климатических и геологотехнических условиях. Эффективная работа газонефтеконденсатных месторождений и выполнение запланированных объемов добычи газа, нефти и газового конденсата в таких условиях в значительной степени зависят от режима функционирования основного объекта промысла - эксплуатационной скважины. На основании информации об основных параметрах работы скважин, таких как расход газа и жидкости, давление и температура потока, наличие абразивных примесей в потоке геологическими службами определяются режимы работы каждой скважины в отдельности и, главное, рациональные режимы эксплуатации всего месторождения в целом.

В процессе разработки месторождения с течением времени параметры изменяются, поэтому необходимо принимать решения о переходе на другие режимы эксплуатации скважин. Такие решения должны базироваться на достоверной, регулярно получаемой информации о работе каждой скважины в отдельности. Регулярность получения такой информации, ее накопление и анализ оказывают прямое влияние на принятие решений по управлению разработкой залежей и месторождения в целом.

Кроме того, создание информационной базы о параметрах работы продуктивного пласта и скважин различного назначения является фундаментальной основой для функционирования современных геолого-математических моделей разработки месторождений. Такие модели получили распространение и являются основным инструментом при проектировании и анализе разработки месторождений нефти и газа. Они позволяют на основе полученной информации от скважин прогнозировать различные сценарии разработки месторождения.

Основным параметром, определяющим технологический режим эксплуатации скважины, является дебит (или производительность скважины) по жидкости и по газу. Таким образом, получение информации о производительности скважины оказывается особенно важным. Однако, несмотря на многообразие методов измерения расхода жидкостей и газов, техническое совершенство современных измерительных средств, используемых в различных отраслях промышленности, до последнего времени не удавалось создать информационно-измерительных систем, позволяющих оперативно контролировать дебит скважин. Измерение дебита - сложная научно-техническая задача. Продукция скважин представляет собой многофазный поток со сложной структурой, аналитически описать которую не представляется возможным. В потоке газовых скважин помимо газовой фазы содержатся жидкая (вода) и твердая (песок и другие механические примеси) фазы. В потоке газоконденсатных скважин помимо газа и газового конденсата (жидкая фаза) нередко содержатся вода, песок и другие механические примеси. Поток продукции нефтяной скважины также многофазен и включает газ, нефть, воду и механические примеси с песком [23,24]. Задача измерения усложнена и тяжелыми климатическими условиями работы скважин.

Соотношение фаз в потоке смеси изменяется в широких пределах в зависимости от типа скважин [1,2]. Кроме того, это соотношение непостоянно во времени и может существенно изменяться на отдельной скважине в процессе ее эксплуатации. Например, на газовых скважинах в зимний период эксплуатации при повышенных отборах газа наблюдается существенно больший вынос воды и механических примесей, чем в летний период [51]. Наблюдается также увеличение выноса жидкости и механических примесей на поздних стадиях эксплуатации скважин.

Традиционные методы и средства измерения расхода (расходомеры переменного перепада давления, турбинные и т. п.) оказываются неработоспособными в условиях многофазности потоков продукции скважин с учетом сложных климатических и геологотехнических условий.

Методы измерения производительности скважин, используемые на промыслах (в частности, с применением диафрагменных измерителей критических течений), связаны с выпуском газа в атмосферу, что ухудшает экологическую обстановку, и не обеспечивают оперативный контроль параметров работы скважины.

Из-за отсутствия достоверной информации о расходных параметрах и непринятия своевременных мер по изменению режима эксплуатации скважин нарушаются проектные процессы разработки газонефтеконденсатной залежи, происходит обводнение скважин и вынос абразивных примесей. Это приводит к преждевременному износу технологического оборудования, возникновению аварийных ситуаций, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин и, как следствие, к потере продукции.

Поэтому вопросы, связанные с созданием новых информационно-измерительных систем контроля основных технологических параметров потока продукции, определяющих режим эксплуатации скважин, представляются весьма актуальными. Особенно важна информация о расходных параметрах.

Над решением проблем оперативного измерения расхода многофазных потоков работает ряд организаций. Среди зарубежных фирм, выпускающих многофазные расходомеры, яркими представителями являются Agar, Framo Engineering AS, Kongsberg Offshore A.S, A.S Norske Shell и Shell Research. Однако, производимые ими измерительные системы ориентированы на условия эксплуатации, существенно отличающиеся от условий работы скважин газоконденсатных месторождений Крайнего Севера России. Среди недостатков продукции названных фирм также можно назвать ограничения по диапазону изменения расходного газосодержания потока, наличие элементов, подверженных абразивному износу, применение радиоактивных источников. Установка названных систем, монтаж трудоемки, требуют обычно существенного изменения технологической обвязки скважин. Кроме указанных выше недостатков, зарубежные измерительные системы отличаются высокой стоимостью. Из отечественных можно выделить потенциально перспективную разработку газожидкостного расходомера РГЖ-001 НИИИС (Н.Новгород). Но к настоящему времени эта работа не доведена до широкого промышленного применения.

Известны разработки последних лет фирмы «ГАНГ-Нефтегазавтоматика» (Москва), выпускающей измерительные системы контроля параметров скважин серии «Поток», в основе которых лежит спектрометрический метод [5-7-12]. Метод позволяет получать информацию о составе многофазной продукции непосредственно из характеристик потока -флуктуаций давления. До последнего времени системы серии «Поток» применялись на нефтяных и малообводненных газовых скважинах. Выполненные в диссертационной работе исследования показали, что спектрометрический метод позволяет оперативно измерять расход продукции газовых скважин, обводненность которых изменяется в широком диапазоне.

Проблемы применения спектрометрического метода для измерения расходных параметров продукции газовых скважин являются предметом специальных исследований, которые представлены в диссертационной работе.

Целью работы является разработка информационно-измерительной системы контроля параметров газодобывающих скважин на основе спектрометрического метода.

Основные научные и технические задачи, которые потребовалось решить для достижения поставленной цели, следующие: 1. Провести анализ и оценить информативности методов и технических средств измерения дебита газовых скважин.

2. Исследовать особенности спектрометрического метода измерения расхода на газовых скважинах с различной степенью обводненности продукции;

3. Разработать и исследовать измерительный преобразователь расхода;

4. Определить и проанализировать функциональные связи спектральных характеристик флуктуационного процесса с расходными параметрами многофазного потока продукции газовых скважин;

5. Разработать информационные модели расхода фаз продукции газовых скважин, учитывающие обводненность потока и геометрические характеристики измерительного преобразователя;

6. Исследовать информационные модели и оценить погрешности вычисления расхода фаз;

7. Разработать испытательный стенд для исследования флуктуационных датчиков в лабораторных условиях;

8. Разработать обобщенную структурную схему ИИС и функциональные схемы отдельных элементов;

9. Разработать структурную схему мобильной ИИС контроля параметров газодобывающих скважин;

10. Создать и внедрить информационно-измерительные системы контроля параметров скважин.

На основе найденных решений научных и технических задач создаются и внедряются в практику промысловой эксплуатации простые и надежные технические средства оперативного контроля параметров газодобывающих скважин. Мобильные информационно-измерительные системы "ПОТОК-4" эффективно эксплуатируются на Уренгойском газонефтеконденсатном месторождении и включены проектными организациями ОАО "ГАЗПРОМ" в технологические схемы обустройства ряда новых месторождений. В настоящее время системы "ПОТОК-4" применяются более, чем на 100 газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

Выводы по работе, представленной в IV главе, следующие:

1. На основе разработанных структурных и функциональных схем сконструирован мобильный комплекс контроля параметров скважин «ПОТОК-4»;

2. Разработаны технологические схемы обустройства скважин;

3. Разработан порядок эксплуатации комплекса «ПОТОК-4»;

4. Написана удобная для работы оператора компьютерная программа, позволяющая проводить обработку и анализ измерительной информации;

5. Мобильная система «ПОТОК-4» успешно внедряется на Уренгойском ГНКМ.

-12?-Заключение.

В целом, результаты исследований и работ, проведенных при создании ИИС контроля параметров газодобывающих скважин, можно сформулировать следующим образом:

1. Исследованы особенности применения спектрометрического метода на газодобывающих скважинах с различной степенью обводненности продукции;

2. Разработана конструкция и проведены промысловые исследования измерительного преобразователя расхода, разработана методика расчета формирователя потока;

3. Проведены промысловые исследования спектрометрического метода на газовых скважинах и установлены частотные полосы наибольшего влияния расходов газа и жидкости;

4. Разработаны и исследованы информационные модели расхода газа для обводняющихся газовых скважин с учетом геометрических характеристик измерительного преобразователя, предложена удобная для применения методика расчета неизвестных коэффициентов модели;

5. Разработаны структурная и принципиальная схемы электронной части флуктуационного датчика, разработан и создан испытательный стенд для исследования флуктуационных датчиков;

6. Разработаны структурная схема ИИС контроля параметров скважин и схемы основных ее устройств - информационно-вычислительного устройства и скважинного измерительного устройства;

7. Разработанная ИИС внедрена и эффективно эксплуатируется на газодобывающих скважинах Уренгойского ГНКМ.

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. Том 1. Под редакцией Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова. М.: Недра, 1984, 360 с.

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

3. Руководство по исследованию скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. А.И.Гриценко, З.С.Алиева, О.М.Ермилова. М.: Наука, 1995, 523 с.

4. Описание изобретения к патенту Российской Федерации RU 2164340 С2. Способ определения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси продуктов газонефтедобычи в трубопроводе и устройство для его реализации.

5. Р.С.Сулейманов, Г.А.Ланчаков, Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода многофазных потоков скважин. "Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса.- М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.

6. В.В. Ремизов, Р.С.Сулейманов, Е.Н.Браго. Новые принципы и средства контроля многофазной продукции скважин. Газовая промышленность, 1998, №9.

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

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

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

10. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.Ю.Карташов. Способ измерения расхода фаз газожидкостного потока. Патент РФ № 2105145,1998.

11. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, Г.А.Ланчаков, А.Н.Кульков, А.Н.Пономарев, И.В.Мозолевский и др. Устройство для контроля дебита газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Патент РФ № 2103502,1998.

12. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, В.С.Битюков, Р.С.Сулейманов, Г.А.Ланчаков, Г.Г.Кучеров, А.Н.Кульков, А.Н.Пономарев и др. Устройство для контроля дебнтов компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2103503,1998.

13. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, Л.П.Маловичко и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2151288, 2000.

14. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, Р.С.Сулейманов, Г.А.Ланчаков, Г.Г.Кучеров. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ №2151287, 2000.

15. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин, А.Н.Пономарев, А.Н.Кульков и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2151286,2000.

16. Шулятиков В.И., Маловичко Л.П., Сидорова С.А., Шулятиков И.В., Ушаков А.С. Автоматизированные процессы и комплексы для эффективной эксплуатации скважин месторождений Крайнего Севера. Газовая промышленность, 2002.

17. К.А.Гребенко, Е.Г.Евсюков. Автоматизированные системы управления технологическими процессами в АО "Нижневартовскнефтегаз". Нефтяное хозяйство. 1997, № 5.

18. М.А.Слепян. Основные проблемы автоматизации в нефтедобывающей отрасли. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1996, № 1.

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

20. П.П.Кремлевский. Расходомеры и счетчики количества. Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1989.

21. В.Д.Мамаев, Г.Э.Одишария, Н.И.Семенов, А.А.Точигин. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра. 1969.

22. Б.С.Фокин, Е.Н.Гольдберг. Исследование пульсационных и сплошных характеристик двухфазного потока. Сб. труды ЦКТИ, "Исследование и разработка элементов энергетического оборудования", вып. 138, Л., 1976.

23. О.В.Ермолкин, М.А.Гавшин, Е.Б.Андреев. Системы оперативного контроля производительности нефтегазовых скважин. Современные технологии автоматизации, 2001, № 2.

24. С.С.Кутателадзе, М.А.Стырикович. Гидравлика газожидкостных систем. М.; Л.; Госэнергоиздат, 1958.

25. К.Иберла. Факторный анализ. М.: Статистика, 1980.

26. Е.Н.Браго, О.В.Ермолкин. Информационная модель газожидкостного потока. Журнал «Приборы и системы управления», 1995, № 3.

27. Правила 28 64 измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами и соплами. М. Издательство стандартов, 1964г.

28. Правила измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД50 213 - 80. М. Издательство стандартов, 1982.

29. П.П.Кремлевский. Измерение расхода многофазных потоков. JI. Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982.

30. Кесова Л.А., Шевченко В.Н. и др. Исследование пылерасходомеров с сужающими устройствами, ж. «Теплоэнергетика», 1983.

31. Ч. Хикс. Основные принципы планирования эксперимента. М.: Издательство "Мир", 1967.

32. О.В. Ермолкин. Диссертационная работа на соискание ученой степени доктора технических наук на тему: "Разработка и исследование спектрометрического метода и информационно-вычислительных систем измерения расхода многофазных потоков", Москва, 1998.

33. Р.Я. Исакович, В.И. Логинов, В.Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности Часть I. Москва, «Недра», 1983.

34. Л.А.Пелевин, В.Г.Карамышев. Структуры газожидкостной смеси и влияние их на расход энергии на транспорте. Нефтепромысловое дело. 1979, №10, с.54.

35. Б.С.Фокин, А.Ф.Аксельрод. Экспериментальное исследование и математическое описание пульсаций давления и плотности в каналах с двухфазной смесью. Теплофизические исследования 82 - Обнинск, 1983, с. 179-186.

36. Б.С.Фокин, Е.Н.Гольдберг. Нестационарные процессы и вибрационные явления при движении двухфазных потоков в местных сопротивлениях. В сб. Кризисы теплообмена и околокритическая область. Изд-во Наука, Ленингр. отд., Л., 1977, с. 126-142.

37. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. Москва, Энергия, 1968.

38. Г.Н.Абрамович. Прикладная газовая динамика. М. Наука, 1969г.

39. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Т. 1-2. М. Наука, 1987.

40. С.И.Назаров, А.П.Сидоров. Техника и технология контроля содержания пластового песка в потоке природного газа. В сб. докладов международной конференции по подземному хранению газа. М. 1996, с. 75-79.

41. А.И.Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра. 1987, 380 с.

42. М.А. Берлинер Измерение влажности. Москва, Издательство «Энергия», 1973.

43. Рудаков Г.Я. и др. Диэлектрическая проницаемость газовых конденсатов и их фракций. Москва, ВНИИЭгазпром, 1973.

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

45. Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. «Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах».

46. Тезисы докладов конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности». Москва, изд. Нефть и Газ, 1995. Стр.260-261.

47. Браго Е.Н., Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. «Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах». Журнал «Приборы и системы управления» №1, 1996, Москва, изд. «Машиностроение». Стр. 27-28.

48. Битюков B.C., Ланчаков Г.А., Браго Е.Н., Ермолкин О.В., Великанов Д.Н. Информационно-измерительные системы оперативного контроля режима работы скважин серии «ПОТОК». Москва, журнал «Наука и техника в газовой промышленности» №1, 2002. Стр. 43-52.

49. В.А.Мамаев, Г.Э.Одишария. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра. 1978, 270 с.

50. В.Е.Накоряков, А.П.Бурдуков, Б.Г.Покусаев и др. Исследование турбулентных течений двухфазных сред. Под ред. С.С.Кутателадзе, Новосибирск, 1973, 315 с.

51. Л.Д.Ландау, Е.М.Лившиц. Гидродинамика. М.: Наука, 1986, 733 с

52. Г.И. Ивченко, Ю.И.Медведев. Математическая статистика. М.: Высшая школа. 1984,248 с.

53. Дж.Купер, К.Макгиллем. Вероятностные методы анализа сигналов и систем. М.: Мир. 1989, 376 с.

54. Е.Т.Володарский, Б.Н.Малиновский, Ю.М.Туз. Планирование и организация измерительного эксперимента. К.: Вища школа. Головное изд-во. 1987,280 с.

55. С.М.Ермаков, А.А.Жиглявский. Математическая теория оптимального эксперимента. М.: Наука, 1987, 320 с.

56. Ю.П.Адлер, Е.В.Маркова, Ю.В.Грановский. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976, 280 с.

57. Г.И.Красовский, Г.Ф.Филаретов, Планирование эксперимента. Минск: БГУ, 1982, 302 с.

58. Н.Дрейпер, Г.Смит. Прикладной регрессионный анализ. М.: Статистика. 1973,390 с.

59. В.Н.Вапник. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным. М.: Наука, 1979,447 с.

60. Р.В.Хемминг. Численные методы для научных работников и инженеров. М.: Наука. 1972, 400 с.

61. Л.И.Турчак. Основы численных методов. М.: Наука. 1987, 320 с.

62. А.Ф.Плонский. Пьезоэлектричество. М., Гостехиздат. 1956.

63. В.В.Малов. Пьезорезонансные датчики. М.: Энергия. 1989,272 с.

64. Б.Яффе, У.Кук, Г.Яффе. Пьезоэлектрическая керамика. М.: Мир. 1974.

65. В.К.Иофе, В.Г.Корольков, М.А.Сапожков. Справочник по акустике. М.: Связь. 1979, 312 с.

66. М.П.Цапенко. Измерительные информационные системы: Структуры и алгоритмы, системотехническое проектирование. М.: Энергоатомиздат, 1985,438 с.

67. Электрические измерения / Под ред. В.Н.Малиновского. М.: Энергоатомиздат, 1985, 416 с.

68. Е.Н.Браго. Методы и устройства цифрового преобразования информации в измерительных системах нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра. 1976,198 с.

69. А.М.Мелик-Шахназаров, Т.М.Алиев. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. М.: Недра. 1981, 360 с.

70. Дж.Бендат, А.Пирсол. Прикладной анализ случайных данных. М.: 1989, 540 с.

71. Ж.Макс. Методы и техника обработки сигналов при физических1. R5,5-0.181. Rz20 V1. Диаметр d рассчитывается

72. Размер "D" определяется типоразмером используемого фланцевого соединения.1. НГА 5001 003

73. Изм Лист №mm Подп. Дата —1. Разраб. Вегш какой 1. Пров. У

74. J. нонтр. ист 1 | Листов 1

75. Сталь 20 ГОСТ 1050-88 ГАНГ -Нефтегазавтоматииз г. Москва1. Н. нонтр. 1. Утв. Ермомин