автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин

На правах рукописи

ХРАБРОВ ИГОРЬ ЮРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ИНФОРМАЦИОННО - ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ЖИДКИХ И ТВЕРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ В СЛОЖНЫХ ПОТОКАХ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.11.16. - Информационно - измерительные и управляющие системы (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

Работа выполнена на кафедре Автоматизации технологических процессов в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор О.В. Ермолкин Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор A.C. Моисеенко кандидат технических наук С.И. Назаров

Ведущая организация: ОАО «Газавтоматика»

Защита состоится « 28 » июня 2005 года в ауд. 202 в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д212.200.09 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского

государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

¿у

Автореферат разослан «_» 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Д212.200.09,

доктор технических наук, профессор

Юию

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Поддержание высоких уровней добычи и эффективная разработка газовых месторождений в значительной степени зависят от технически грамотной эксплуатации скважин. Поэтому получение оперативной и достоверной геолого-промысловой информации об основных параметрах работы каждой скважины является одной из первостепенных задач.

Важными информационными параметрами наряду с устьевым давлением, температурой и расходом (дебитом) газа являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и твердых механических примесей (песка). Надежность и регулярность получения такой информации, ее накопление и анализ оказывают прямое влияние на принятие решений по управлению разработкой залежей и месторождения в целом.

На добывающих газовых скважинах большинства месторождений Западной Сибири для оценки параметров многофазного потока продукции на различных режимах работы скважин выполняется стандартный комплекс газодинамических исследований (ГДИ) с использованием передвижных сепарацион-ных установок для оценки содержания жидких и твердых примесей и использованием диафрагменных измерителей критического течения (ДИКТ) для измерения расхода отсепарированного газа. Для проведения таких исследований необходимо привлечение значительного количества людских ресурсов и специальной техники. Они производятся с большой дискретностью по времени и не отвечают требованиям по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин.

Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин. ——————————

Поэтому весьма актуальной является задача создания информационно-измерительных систем оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

Эффективного решения этой задачи до последнего времени не было предложено.

Известны разработки зарубежных и отечественных фирм (Agar, Framo Engineering AS, Controlotron, Roxar Flow Measurement (RFM), Schlumberger, Kongsberg Offshore A.S, A.S Norske Shell, Shell Research и НИИИС Н.Новгород), направленные на создание многофазных расходомеров газожидкостных потоков. Однако, как правило, они ориентированы на измерение потоков с ограниченными газовыми факторами и, кроме того, не предназначены для контроля содержания твердых включений. Известны разработки зарубежных и отечественных фирм (Geoinform (Венгрия), Exxon (США), Schlumberger, Gaz de France (Франция), CorrOcean (Норвегия), Milltronics (Великобритания), а также устройства типа «Спектр» (ВНИИГАЗ)), связанные с созданием различного типа детекторов выноса песка. Однако эти средства не позволяют контролировать вынос жидких примесей.

Перспективными представляются разработки ООО «ГАНГ-Нефтегазавтоматика» (научно-производственного центра при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) по созданию измерительных систем контроля параметров скважин серии «Поток». В основу разработок положен спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода фаз (газовой, жидкой и твердой) многофазных потоков продукции эксплуатационных скважин.

Проблемы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин, являются предметом специальных исследований, представленных в диссертационной работе.

Целью работы является разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин на основе спектрометрического метода.

Основные научные и технические задачи, которые потребовалось решить в рамках представленной диссертационной работы, следующие:

1. Предложить и обосновать функцию преобразования измерительного преобразователя расхода жидких и твердых включений.

2. Разработать принципы построения и создать измерительный преобразователь контроля расхода жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.

3. Разработать и создать экспериментальные стенды для исследования измерительного преобразователя.

4. Исследовать характеристики измерительного преобразователя и оценить его информационные свойства.

5. Разработать и исследовать информационные модели контроля расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке.

6. Разработать и создать информационно-измерительную систему контроля примесей в газовом потоке.

7. Внедрить ИИС и оценить результаты промышленной эксплуатации.

Методы исследования.

Измерительный преобразователь расхода мелкодисперсных жидких и твердых примесей разработан на основе проведения и анализа результатов многочисленных экспериментальных исследований, выполненных на специально созданных лабораторных установках и промысловом полигоне. В работе использован аппарат математической статистики, методы теории информации, акустики, приемы спектрального анализа случайных процессов и регрессионного анализа экспериментальных данных, современные достижения микросхемотехники.

Научная новизна.

1. На основе анализа спектрометрического метода измерения расхода многофазных потоков предложена и обоснована функция преобразования измерительного преобразователя в операторном виде, описывающая связь регистрируемого флуктуационного процесса в потоке продукции газовых скважин

с концентрациями мелкодисперсных жидких и твердых примесей.

2. Разработаны принципы регистрации и селекции ударного воздействия капель жидкости и твердых примесей, содержащихся в газовом потоке.

3. В результате исследования характеристик разработанного измерительного преобразователя определены информативные частотные области для эффективного выделения сигналов ударного воздействия капель жидкости и частиц песка на фоне общего флуктуационного процесса.

4. Предложены принципы построения, разработаны и исследованы информационные модели многоуровневого контроля концентрации жидкости и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

5. Разработаны структурная схема информационно-измерительной системы оперативного контроля примесей в продукции газовых скважин и функциональные схемы основных ее устройств.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Результаты разработки и исследований измерительного преобразователя расхода мелкодисперсных жидких и твердых примесей в многофазном потоке продукции эксплуатационных газовых скважин.

2. Разработанные принципы регистрации и частотной селекции ударного воздействия капель жидкости и твердых примесей, содержащихся в потоке продукции газовых скважин.

3. Результаты исследований и оценки информативных частотных областей в спектре сигналов ударного воздействия капельной жидкости и частиц песка, присутствующих в скоростном газовом потоке.

4 Разработанные информационные модели многоуровневого контроля концентрации мелкодисперсных жидких и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

5. Структуры основных функциональных устройств ИИС контроля жидких и твердых примесей.

6. Результаты промысловых испытаний и применения разработанной ИИС на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

1. Разработан, создан и апробирован в лабораторных и промысловых условиях новый измерительный преобразователь расхода мелкодисперсных жидких и твердых примесей в газовом потоке.

2. Новый измерительный преобразователь положен в основу разработки и создания информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

3. Созданная информационно-измерительная система доведена до серийного производства, внедряется и эффективно эксплуатируется на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

Апробация работы.

Результаты работы обсуждались на следующих научно-технических конференциях:

1. 2-ой, 4-ой, 5-ой и 6-ой научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1997, 2001,2003 и 2005 гг.);

2. 1-ой, 2-ой и 4-ой Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 1995,1997 и 2001 гг.);

3. Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (г. Москва, 2004 г.);

4. Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998 г.).

■ Публикации.

По результатам выполненных исследований и разработок опубликовано 14 печатных работ, в том числе статьи в журналах «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» и «Газовая промышленность», доклад и тезисы в материалах научно-технических конференций, получено два

патента на изобретения.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 115 наименований, приложения и содержит: основной текст (165 е.), иллюстраций (62 рис.), таблицы (17 табл.).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, поставлена цель исследований и сформулированы основные научно-технические задачи, которые необходимо решить. Перечислены основные методы исследований, которые использовались в работе для достижения намеченной цели.

В первой главе диссертационной работы анализируются проблемы оперативного контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин. Рассматриваются конкретные примеры, свидетельствующие о необходимости контроля примесей при решении задач рациональной разработки газовых месторождений, при установлении оптимального режима работы конкретной скважины по дебиту газа. Показано, в частности, что наличие достоверной информации о содержании примесей при различном дебите скважин, позволяет оперативно принимать решения по изменению режима их работы с целью недопущения преждевременного обводнения скважин, недопущения остановок скважин при накоплении столба жидкости на забое, предотвращения разрушения призабойной зоны пласта и образования песчаных пробок, своевременного выполнения геолого-технических мероприятий, направленных на обеспечение длительной и эффективной работоспособности скважин.

В работе рассмотрены применяемые в настоящее время промысловые методы и технические средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин. Это различного типа громоздкие се-парационные установки, компактные сепарационные установки с фильтрующими элементами, специальные породоуловители. Показано, что такие методы и технические средства не могут быть использованы для оперативного контро-

ля примесей. Процессы измерений сложны и трудоемки, а достоверность результатов измерений оказывается невысокой.

Рассмотрены современные предложения и созданные технические средства контроля примесей. В частности, средства контроля твердых примесей из-носового типа. Измерительным элементом таких устройств являются, как правило, металлические индикаторы (пластины, цилиндры и др.), подвергающиеся эрозионному разрушению под воздействием механических примесей, находящихся в потоке газа. Такого рода устройства применимы только для очень грубой оценки наличия в потоке газа механических примесей.

Рассмотрены также устройства контроля выноса механических примесей, созданные на базе достижений в области акустики. В устройствах этой группы в качестве чувствительного элемента используются пьезокерамические (пьезоэлектрические) преобразователи различных модификаций. Примером могут служить разработки детекторов песка серии «Спектр» (разработчик - ВНИИ-ГАЗ). Опыт применения таких детекторов на Уренгойском ГНКМ показал, что они отличаются низкой помехозащищенностью и, кроме того, не позволяют дифференцировать жидкие и твердые примеси.

Перспективным для решения задачи контроля жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин представляется спектрометрический метод измерения расхода фаз многофазного потока. В основе метода - спектральный анализ сложного флуктуационного сигнала, регистрируемого выступающим в поток датчиком цилиндрической формы с пьезокерамическим чувствительным элементом. Датчик устанавливается на определенном расстоянии после сужающего устройства и на фоне общего турбулентного процесса реагирует на удары капель жидкости и твердых частиц, вылетающих с потоком газа из сужения. В работе дается интерпретация физической природы формирования сигналов ударного воздействия. Выдвигается предположение о возможности селекции сигналов ударного воздействия капель жидкости и твердых частиц в ультразвуковом диапазоне частот. Для практической реализации этой идеи необходимо провести специальные комплексные исследования.

Формулируется цель исследований, и перечисляются задачи, которые необходимо решить для достижения поставленной цели.

Вторая глава диссертационной работы посвящена разработке и обоснованию принципов построения измерительного преобразователя мелкодисперсных жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин.

На основе анализа идеи регистрации примесей по спектру ударного воздействия формулируются основные требования к измерительному преобразователю, разрабатывается обобщенная функция преобразования измерительного преобразователя, предлагаются конструктивные и схемотехнические решения.

На рис. 1 приведена схема измерительного преобразователя, включающего узел формирования структуры потока (сменное сужающее устройство специальной формы во фланцевом соединении), чувствительный узел (со встроенным цилиндрическим пьезокерамическим элементом) и электронный олгсек.

Ц A_J

Рис. 1. Схема измерительного преобразователя. Применяемый чувствительный узел позволяет регистрировать флуктуа-ционную составляющую давления p(t) в измерительном участке трубопровода. На выходе чувствительного узла имеем электрический сигнал U(t), ли-

нейно связанный с флуктуационной составляющей давления p(t). Этот сигнал обусловлен как действием турбулентности газожидкостного потока, в основном, вызванной высокоскоростным движением смеси через сужающее устройство, так и реакцией на удары капель воды и песка о корпус чувствительного узла. Задача состоит в том, чтобы из общего суммарного сигнала U(t) выделить составляющие, обусловленные только реакцией чувствительного узла на ударное воздействие, выполнить соответствующие преобразования и оценить концентрацию капельной воды (А#) и частиц песка (Ял) в газовом потоке. В виде обобщенной функции преобразования эта задача может быть сформулирована следующим образом. Необходимо определить операторы и коэффициенты для следующих выражений:

где: ()г - расход газа (дебит газовой скважины);

А1,А2 - операторы преобразования суммарного сигнала 11(1), выделяющие составляющие ударного воздействия капель воды и частиц песка, соответственно. Фактически они задают операции частотной фильтрации сигнала 1/(1) в двух полосах ультразвукового частотного диапазона;

В,,В2 - операторы, задающие такие преобразования выделенных сигналов, которые позволяют на каждое ординарное ударное воздействие сформировать импульс с заданными параметрами. Количество импульсов, зарегистрированных за время (и , будет соответствовать количеству ударов соответствующих частиц примесей;

К,,Кп - постоянные коэффициенты, учитывающие усредненные объемные и массовые значения капель воды и частиц песка, соответственно, а также их распределение по сечению трубопровода.

(1)

(2)

Операторные выражения (1) и (2) являются основой для получения и анализа информационных моделей контроля мелкодисперсных жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

С учетом предложенной функции преобразования проведен анализ принципов построения измерительного преобразователя по схеме на рис. 1. Обосновано применение формирователя потока в виде сужающего устройства, предложена конструкция чувствительного узла, определены условия размещения и закрепления пьезокерамических чувствительных элементов.

Определены основные функции электронных устройств, размещаемых в электронном отсеке измерительного преобразователя. Предложена функциональная схема построения электронного преобразователя сигналов ударного воздействия капель воды и частиц песка. В основе этой схемы идея частотного разделения сигналов ударного воздействия, пояснение которой дается на рис. 2.

2 - спектр сигнала ударного воздействия твердых частиц (песчинок);

3 - амплитудно-частотная характеристика первого полосового фильтра;

4 - амплитудно-частотная характеристика второго полосового фильтра.

Рис. 2. К анализу гипотезы о селекции сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых частиц.

В работе обосновывается предположение, что спектр ударного воздействия песчинок является более широким, чем спектр ударного воздействия капель воды, как показано на рис. 2. Принимая это во внимание, можно полагать, что, используя два различных активных полосовых фильтра, амплитудно-частотные

характеристики которых соответствуют отображаемым иа рис. 2 условиям, можно добиться следующего результата. На выходе первого полосового фильтра будем регистрировать сигнал, связанный как с ударным воздействием капель жидкости, так и с ударным воздействием песчинок. На выходе второго полосового фильтра будем иметь сигнал, связанный только с ударным воздействием песчинок.

Ицеи, положенные в основу построения электронных преобразователей ударного воздействия капель жидкости и твердых частиц, в результате дальнейших исследований были подтверждены практически.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований и анализа процессов взаимодействия примесей с измерительным преобразователем.

Значительная часть исследований выполнена на специально созданных экспериментальных лабораторных установках, позволяющих моделировать реальные потоки газовых скважин (по скоростному режиму) по трубопроводу реального промыслового диаметра с реальными концентрациями воды и твердых частиц песчаной породы. В работе приводится подробное описание установок.

Для апробации разработанных технических решений в промысловых условиях построены промысловые полигоны на газовых скважинах №322 и №325 Уренгойского ГНКМ. Полигоны позволяли проводить исследования измерительных преобразователей на различных режимах работы скважин с контролем содержания жидких и твердых примесей.

Этапу экспериментальных работ на лабораторных установках и промысловом полигоне предшествовали исследования, связанные с выбором пьезоке-рамических чувствительных элементов, амплитудно-частотная характеристика которых обладает рядом полезных свойств. Пример такой амплитудно-частотной характеристики приведен на рис. 3. Можно отметить, что выбранные пьезокерамические элементы имеют ярко выраженную двумодальную АЧХ в области ультразвуковых частот. При этом, как было установлено в дальнейшем в ходе экспериментальных работ, первая мода АЧХ расположена в частотной

зоне проявления ударного воздействия капель воды и частиц песка, а вторая мода - в частотной зоне действия только ударов твердых частиц (песка).

200

150

а * 100 э

50

0

1 10 100 1000 10000

fpltfu

Рис. 3. АЧХ пьезокерамического элемента.

Исследования АЧХ пьезокерамических элементов, установленных в корпус чувствительного узла, приведены на рис. 4. Главное отличие этой характеристики от АЧХ «свободного» пьезокерамического элемента состоит в том, что первая резонансная мода оказалась существенно ослабленной. Этот эффект объясняется влиянием условий закрепления пьезокерамического элемента в корпусе чувствительного узла. Он не вызывает особых затруднений при построении измерительного канала регистрации капельной жидкости, так как интенсивность сигнала ударного воздействия капельной жидкости в этом частотном диапазоне остается высокой.

200

150

m

»100 э

50

О

1 10 100 1000 10000

Рис. 4. АЧХ пьезокерамического элемента, установленного в корпус чувствительного узла.

Значительным и обнадеживающим результатом исследований для регистрации твердых примесей является тот факт, что сохранился резонанс в частотном диапазоне второй моды АЧХ. Исследования целой серии пьезокерами-ческих преобразователей, закрепленных в корпусе чувствительного узла, свидетельствуют, что этот резонанс остается стабильным и сосредоточенным в ограниченном диапазоне.

В работе проведены исследования спектрального состава сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей. На первом этапе оценивали интенсивность сигналов ударного воздействия в различных одноок-тавных полосах частот ультразвукового диапазона. Графическая иллюстрация этих результатов в виде гистограмм приведена на рис. 5. Пунктирной линией отмечен уровень шумов.

а)

Рис. 5. Гистограммы распределения интенсивности ударного воздействия: а) в потоке водо-воздушной смеси; б) в потоке воздушно-песчаной смеси.

Важным результатом исследований представляется подтверждение предположения о том, что интенсивность спектральных составляющих сигнала ударного воздействия твердых примесей является высоко значимой в частной зоне расположения второй моды АЧХ чувствительного узла (рис. 5 б). В тоже время в этой зоне практически незначима интенсивность ударного воздействия капельной жидкости (рис. 5 а). Следовательно, сигнал в этой частотной области эффективно может быть использован для регистрации и оценки ударного воздействия твердых примесей, вне зависимости от наличия капельной жидкости в потоке.

Из рис. 5 а,б также наглядно видно, что в частотной зоне расположения первой моды АЧХ чувствительного узла высоко значимы интенсивности ударного воздействия и капельной жидкости, и твердых частиц.

Результаты исследования интенсивности сигналов ударного воздействия в узкополосных диапазонах частот, накрывающих первую и вторую моду АЧХ пьезопреобразователя, подтвердили вывод о возможности выделения двух узкополосных информативных диапазонов частот. Это наглядно видно из таблицы 1.

Таблица 1. Результаты измерения интенсивности сигналов ударного воздейст-

вия в двух информативных диапазонах частот.

Условия воздействия Интенсивность сигнала (мВ) на выходе узкополосного фильтра

зона 1 -й моды зона 2-й моды

Воздушный поток с примесями воды 181 10,9

Воздушный поток с примесями песка 223 106

Нет примесей в воздушном потоке (уровень шума) 9,7 9,9

В качестве полосовых фильтров использовали активные полосовые фильтры с добротностью порядка С? « 7.

По данным таблицы 1 можно заключить, что в первом информативном диапазоне высоко значимы ударные воздействия и капель воды, и частиц песка.

IS

Во втором частотном диапазоне высоко значимо только ударное воздействие частиц песка. Ударное воздействие капель воды незначимо.

В диссертационной работе проведены исследования, связанные с разработкой информационных моделей, позволяющих дать количественную оценку содержания жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин. Показано, что для целей технологического контроля и управления режимами эксплуатации скважин имеет смысл ограничиться уровневым контролем содержания примесей.

Предложена и обоснована следующая информационная модель уровнево-го контроля твердых примесей в продукции газовых скважин:

I уровень, Л„ < 0,1 (нет выноса)

II уровень, 0,1 <ЛН <10 (допустимая концентрация)

III уровень, 10 < Хя < 100 (высокая концентрация)

IV уровень, Л„ > 100 (аварийный режим)

где: {Лп} - уровень концентрации твердых механических примесей (песка).

Количественная оценка концентрации Ая [г/тыс.м3] вычисляется на основании модели:

.. 86400 ST N.

»

(3)

К &

где: Кп - постоянный коэффициент, определяемый экспериментально для конкретного месторождения; tu - время измерения, [с]\ 1Ут - число зарегистрированных ударов частиц песка за время tu ■, Qг - дебит скважины по газу, [тыс.м3/сут]\ - площадь сечения трубопровода, [м2]-, - Миделева площадь чувствительного узла датчика, выступающего в поток, [м2]\ Ш, - усредненный вес одной песчинки, [г]', 86400 - число секунд в сутках.

В работе приведены результаты оценки параметра тм&0,73-10~* г (средний вес одной песчинки), входящего в модель (3). Для расчетов использо-

ваны результаты специально выполненных исследовании гранулометрического состава примесей, отобранных из газовых скважин Уренгойского ГНКМ.

Информационная модель уровневого контроля капельной жидкости предложена в следующем виде:

kb

I уровень, Яв < 0,1

II уровень, 0,1 < Я, < /

III уровень, 1 < Л, <10

IV уровень, Я, > 10

(нет выноса) (малое содержание) (среднее содержание) (высокое содержание)

где: {Лг} - уровень концентрации капельной воды.

Количественная оценка концентрации Я, [л/тыс м3] вычисляется на основании модели:

в.

Г

(4)

где: X, - постоянный коэффициент, определяемый экспериментально; ./V, -общее число зарегистрированных импульсов по измерительному каналу «капельная жидкость» за время /в.

Модель (4) получена с учетом результатов лабораторных экспериментальных исследований зависимости средней частоты /ср ударения капель воды

о чувствительный узел датчика от расхода воды в потоке газожидкостной смеси.

&=«■(/„)* , (5)

где: а - постоянный коэффициент модели (а~ 2 10-<); Ь - показатель степени модели (Ь=1,9549 « 2).

Графическая интерпретация результатов этих исследований приведена на рис. 6.

ICR Гц

Рис. 6. Экспериментальная зависимость Q,( fcp).

Полученные информационные модели положены в основу построения информационно - измерительной системы (ИИС) оперативного контроля жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин.

Вопросам разработки и создания ИИС посвящена четвертая глава диссертационной работы. Разработана мобильная ИИС контроля примесей, структурная схема которой приведена на рис. 7. Система состоит из нескольких скважинных измерительных модулей (СИМ), датчиков давления (ДД) и температуры (ДТ), информационно-вычислительного устройства (ИВУ) и центральной станции управления данными (ЦСУД). СИМ, ДД и ДТ стационарно устанавливаются на измерительном участке выкидной линии газовой скважины, поэтому их число в ИИС определяется количеством обустраиваемых скважин. ИВУ является мобильным переносным прибором. Для проведения измерений мобильное ИВУ последовательно подключается к каждому датчику с помощью специального кабеля связи (КС).

Скважинный измерительный модуль содержит три измерительных канала: канал «песок», канал «капельная жидкость» и дополнительный канал «расход». К СИМ подключаются также стандартные датчики давления и температуры. На выходе измерительных каналов СИМ формируются сигналы, несущие информацию о количестве соударений частиц твердых и жидких примесей с чувствительным элементом, о расходе газа, о текущем давлении и температуре.

Скважинный измерительный модуль

ДД1

Измерительный канал «расход»

Измерительный канал «пасок»

Измерительный канал «капельная жидкость»

• ( КС

Бортовая Сетевой

сеть адаптер

автомобиля питания

^отники^нашего^¡ар^питани^

Информационно - вычислительное устройство Блок обработки информации

Модуль искробезопасиых барьеров

Модуль аналого-цифровой обработки

Модуль олтоиэолированиого интерфейса

Модуль микро - ЭВМ

А

Модуль клавиатуры

Модуль индикации

Преобразователь питания

Блок питания

АКБ

/ ик 41

Модуль контроллера температуры

ПЭ - пьезокерамический элемент; ДД - датчик давления; ДТ - датчик температуры; КС - кабель связи; ИК - интерфейсный кабель; АКБ - аккумуляторная батарея.

Рис. 7. Структура мобильной информационно-измерительной системы.

Питание СИМ, ДД, ДТ, управление масштабирующим усилителем МУ1, а также прием всех информационных сигналов осуществляет ИВУ через модуль искробезопасных барьеров. Преобразование измерительной информации ведется в модуле аналого-цифровой обработки, ядром которой является цифровой сигнальный процессор. Дальнейшая обработка сигналов происходит в модуле микро-ЭВМ.

Необходимые напряжения питания для всех блоков и модулей ИВУ формируются многоканальным преобразователем питания.

Накопленная в ИВУ информация периодически перекачивается по интерфейсному кабелю (ИК) в ЦСУД для сортировки, хранения, анализа и представления данных в виде таблиц, графиков и гистограмм.

Большое внимание в диссертационной работе уделено обоснованию построения основных модулей системы - СИМ и ИВУ.

Рассмотрены и проанализированы различные варианты построения структурных схем измерительных каналов «капельная жидкость» и «песок» СИМ. В результате практической апробации в лабораторных и промысловых условиях в качестве базового варианта принято техническое решение согласно схеме на рис. 8. Регистрируемый сигнал ударного воздействия капельной жидкости (или частиц песка) подвергается фильтрации и усилению в узкополосной информативной полосе частот. Затем поступает на пороговое устройство (порог срабатывания которого настроен выше уровня шумов) и формирователь импульсов стандартной длительности. Далее через согласующий каскад сформированные импульсы передаются для обработки в ИВУ по линии связи. На каждое ординарное ударное воздействие преобразователь формирует один импульс в широком динамическом диапазоне изменения интенсивности ударного воздействия. Значительное расширение динамического диапазона достигается за счет введения цепей АРУ, а также за счет управления от ИВУ усилением информативного сигнала в зависимости от дебита скважины (т.е. от скорости газового потока). В работе приведены принципиальные схемы электронных преобразователей измерительных каналов «капельная жидкость» и «песок».

ИФ1, ИФ2 - первый и второй избирательные фильтры;

УВЧ - усилитель высокой частоты; CK - согласующий каскад; РУВЧ - усилитель высокой частоты с регулируемым коэффициентом передачи;

ПУ-ФИ - пороговое устройство, совмещенное с формирователем импульсов;

АРУ - автоматическая регулировка усиления; ВСК - выходной согласующий каскад; СН - стабилизатор напряжения.

Рис 8. Структурная схема электронного преобразователя измерительного канала «капельная жидкость» («песок»).

В диссертации описаны основные модули информационно-вычислительного устройства.

Разработанная ИИС контроля примесей доведена до серийного производства. Предложены технологические схемы контроля параметров основных модулей и устройств ИИС в процессе производства, методы выходного контроля ИИС на испытательных полигонах.

В работе проведен анализ промышленного применения созданных ИИС на Уренгойском ГНКМ. В настоящее время ими обустроено более 80 газовых скважин. На конкретных примерах показана практическая полезность ИИС контроля примесей для контроля и установления оптимального режима эксплуатации скважин.

В заключении сформулированы основные научные и практические результаты диссертационной работы, которые перечислены ниже.

1. На основе анализа спектрометрического метода измерения расхода многофазных потоков предложена и обоснована функция преобразования измерительного преобразователя в операторном виде, описывающая связь регистрируемого флуктуационного процесса в потоке продукции газовых скважин с концентрациями мелкодисперсных жидких и твердых примесей.

2. Разработан измерительный преобразователь расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке, обеспечивающий регистрацию и эффективную селекцию ударного воздействия капель воды и частиц песка, содержащихся в многофазном потоке продукции газовых скважин.

3. В результате исследования характеристик измерительного преобразователя установлены информативные частотные области спектра общего флуктуационного процесса в многофазном потоке, в которых высоко значимы ударные воздействия капель жидкости и частиц песка.

4. Разработаны и исследованы информационные модели многоуровневого контроля концентрации жидкости и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

5. Разработанный измерительный преобразователь положен в основу создания информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин. Разработаны структурная схема ИИС, функциональные и принципиальные схемы основных ее устройств.

6. Разработан и создан комплекс лабораторных и промысловых полигонов, позволяющих проводить исследования новых измерительных преобразователей, осуществлять выходной и межэксплуатационный контроль устройств информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

7. Созданная информационно-измерительная система доведена до серийного производства, внедряется и эффективно эксплуатируется на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ

РАБОТЫ:

1. Ермолкин О.В., Храброе И.Ю. Система контроля расходных параметров потока продукции нефтяных скважин «Поток-ЗМ». Москва, ОАО «ВНИИО-ЭНГ», журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №4, 2005. Стр. 19-24.

2. Браго E.H., Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Храбров И.Ю. Применение информационно-измерительных систем «Поток» для исследования газовых и газоконденсатных скважин. Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, изд. ООО «Интерконтакт Наука», 2005. Стр. 395-396.

3. Храбров И.Ю. Экспериментальная установка для исследования новых методов и технических средств регистрации механических примесей в потоке продукции газовых скважин. Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, изд. ООО «Интерконтакт Наука», 2005. Стр. 430-431.

4. Ермолкин О.В., Гавшин М.А., Храбров И.Ю., Великанов Д.Н. Новые технологии контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин. В сборнике «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». Материалы Международной конференции 24-26 ноября 2004 г. Москва - М.: ГЕОС, 2004. Стр. 193-194.

5. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Храбров И.Ю. Оперативный контроль параметров газовых и газоконденсатных скважин на основе спектрометрического метода. Тезисы докладов 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, изд. ООО «Интерконтакт Наука», 2003. Стр. 25.

6. Храброе И.Ю. Оценка эффективности спектрометрического метода при регистрации капельной жидкости и механических примесей в газовом потоке. Тезисы докладов 4-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности". Москва, изд. ООО «Интерконтакт Наука», 2001. Стр. 29.

7. Гавшин М.А., Муллануров Р.Ф., Храброе И.Ю. Построение системы контроля технологических параметров потока скважин с интеллектуальными датчиками. Тезисы докладов 4-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, изд. ООО «Интерконтакт Наука», 2001. Стр. 10.

8. Браго E.H., Ермолкин О.В., Храброе И.Ю. и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2151288. 2000.

9. Браго E.H., Ермолкин О.В., Храбров И.Ю. и др. Устройство для контроля дебитов компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2103503. 1998.

10.Карташов В.Ю., Гавшин М.А., Храбров И.Ю., Пономарев А.Н. Спектрометрический метод измерения расхода нефтегазовых скважин и его применение на Уренгойском НГКМ. В сборнике «Проблемы нефтегазового комплекса России». Материалы секции автоматизации производственных процессов международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию УГНТУ. -Т.1. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. Стр. 143-150.

11.Гавшин М.А., Карташов В.Ю., Храбров И.Ю., Толстунов А.К. ИИС контроля дебита куста скважин "ПОТОК-3". Тезисы докладов 2-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности". Москва, изд. Нефть и газ, 1997. Стр. 33.

12.Гавшин М.А., Карташов В.Ю., Храбров ИД)., Пономарев А.Н. ИИС контроля устьевых параметров обводненных газовых скважин "ПОТОК-4". Тезисы докладов 2-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, изд. Нефть и

газ, 1997. Стр. 33-34.

13.Карташов В.Ю., Гавшин М.А., Храбров И.Ю., Толстунов А.К. Оперативный контроль дебита скважин и выноса механических примесей. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 1-2, 1996. Стр. 55-57.

14.Карташов В.Ю., Гавшин М.А., Храброе И.Ю. Спектрометрический метод и его применение для контроля расхода жидкой, газовой и твердой фаз в продукции эксплуатационных скважин. Тезисы докладов конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. Москва, изд. Нефть и газ, 1995. Стр. 13-14.

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж ЮО

Заказ 52/

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

»1417 t

РНБ Русский фонд

2006-4 20200

I

Введение.

1. Проблемы оперативного контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.

1.1. Оперативный контроль примесей в продукции скважин - актуальная задача рациональной разработки газовых месторождений.

1.2. Промысловые методы и средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин.

1.2.1. Специальные технические средства контроля твердых и жидких включений в потоке продукции газовых скважин.

1.2.2. Современные методы и средства контроля твердых примесей в газовом потоке.

1.3. Перспективы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

2. Разработка и обоснование принципов построения измерительного преобразователя мелкодисперсных жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин.

2.1. Анализ идеи регистрации примесей по спектру ударного воздействия и разработка основных требований к измерительному преобразователю.

2.2. Разработка обобщенной функции преобразования измерительного преобразователя.

2.3. Разработка принципов построения и анализ технических решений по конструкции измерительного преобразователя.

2.4. Разработка и анализ принципов построения электронных преобразователей информационных сигналов.

3. Исследование и анализ процессов взаимодействия примесей с измерительным преобразователем.

3.1. Разработка экспериментального лабораторного стенда.

3.1.1. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых примесей в воздушном потоке.

3.1.2. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации капельной жидкости в воздушном потоке.

3.2. Создание промыслового полигона.

3.3. Исследования амплитудно-частотной характеристики измерительного преобразователя.

3.4. Оценка информационных свойств сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей.

3.5. Разработка и исследование информационных моделей контроля концентрации примесей в сложных потоках продукции газовых скважин.

3.5.1. Основные принципы, положенные в основу построения информационных моделей.

3.5.2. Информационная модель контроля твердых примесей в газовом потоке.

3.5.3. Информационная модель контроля жидких мелкодисперсных примесей в газовом потоке.

4. Разработка и создание информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей.

4.1. Разработка структуры информационно-измерительной системы.

4.2. Скважинный измерительный модуль. Построение измерительных каналов контроля примесей.

4.2.1. Разработка и анализ структурных схем измерительных каналов контроля примесей.

4.2.2. Схемотехнические и конструктивные решения.

4.3. Основные модули информационно-вычислительного устройства ИИС.

4.4. Применение ИИС на Уренгойском ГНКМ.

Исключительно высокие темпы роста добычи газа в конце XX века в России были основаны на открытии и освоении уникальных сеноманских залежей Западной Сибири, где сосредоточено по разным оценкам от 80 до 90% запасов газа страны. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности связаны с разработкой таких месторождений, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное в Надым-Пур-Тазовском регионе, Бованенковское, Крузенштерновское и Харасовейское на полуострове Ямал [1].

Поддержание высоких уровней добычи и эффективная разработка газовых месторождений в значительной степени зависят от технически грамотной эксплуатации скважин [7]. Поэтому получение оперативной и достоверной геолого-промысловой информации об основных параметрах работы каждой скважины является одной из первостепенных задач. В утвержденных в 1997 году «Основных положениях по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа» приведен список измеряемых параметров по скважинам, в который входят расход газа и расход жидкости, наличие в продукции абразивных механических примесей и глинопесчаной смеси, устьевое давление и температура продукции. Без полного набора автоматизировано измеренных и переданных в банк данных устьевых параметров со скважин не представляется возможным решение задачи расчета оптимальных режимов работы добывающих скважин.

Продукция газовых скважин представляет многофазный поток со сложной структурой, в котором помимо газовой фазы содержатся жидкая (пластовая и/или конденсационная вода) и твердая (абразивный песок и глинопесчаная смесь) фазы [1-гЗ]. Соотношение фаз в потоке продукции однотипных газовых скважин может изменяться в широких пределах.

Даже для отдельной скважины это соотношение непостоянно и может меняться в процессе ее эксплуатации. Отмечено, что на газовых скважинах в зимний период эксплуатации при повышенных отборах газа наблюдается существенно больший вынос воды и механических примесей, чем в летний период. Увеличение выноса жидкости и механических примесей имеет место на поздних стадиях эксплуатации скважин. Например, согласно данным 1998г., количество сеноманских газовых скважин на Уренгойском ГНКМ (промышленная эксплуатация начата в апреле 1978 г.), работающих с повышенным выносом механических примесей составляет 32% от действующего фонда скважин. Потери в суточной добыче газа от проекта разработки в связи с ограничениями по дебиту скважин из-за выноса пластового песка и пластовых вод за 1999 г. в ООО «Уренгойгазпром» составили более 47 млн. м3 газа, причем за 6 лет количество потерь возросло в 9,5 раза [1, 8-И 2].

Сам факт появления пластового песка и жидкости в продукции газовых скважин является случайным процессом [6]. В подобной ситуации возникают задачи своевременного обнаружения аварийной концентрации песка в газе и оптимизации режимов эксплуатации скважин по дебиту и депрессии. Последнее необходимо поддерживать так, чтобы исключить образование песчаных пробок, заиление шлейфов и снизить до минимума износ газопромыслового оборудования.

Следовательно, важным параметром, определяющим режим работы скважин, особенно на поздней стадии эксплуатации месторождения, является вынос механических примесей (абразивных и неабразивных).

В настоящее время ввиду отсутствия надежных средств контроля выноса механических примесей не представляется возможным поддерживать безаварийный режим эксплуатации скважин.

Создание высокоточных датчиков давления и температуры даже для условий Крайнего Севера было трудной, но достаточно выполнимой задачей. Намного сложнее выбрать принципы и создать технические средства поточного покомпонентного измерения расхода газожидкостной смеси и индикаторов наличия абразивных механических примесей в продукции скважин.

Таким образом, при оперативном контроле основных технологических параметров работы газовых скважин наибольшие проблемы связаны с измерением расхода (раздельно по газу и жидкости) и оценкой концентрации абразивных примесей (песка) в потоке. До последнего времени попытки многих отечественных и зарубежных исследователей создать новые технические средства измерения этих важнейших параметров, в частности, связанные с комплексным использованием классических методов измерения расхода однофазных потоков, а также использованием минисепарационных установок, не привели к желаемым результатам, в основном, из-за их низкой надежности в реальных условиях промысловых потоков скважин.

На добывающих газовых скважинах большинства месторождений Западной Сибири для оценки параметров многофазного потока продукции на различных режимах работы скважин выполняется стандартный комплекс газодинамических исследований (ГДИ) с использованием сепарационных установок и диафрагменных измерителей критического течения (ДИКТ) [4, 5]. В редких случаях ГДИ проводятся с использованием устьевой установки «Надым-2М», позволяющей контролировать расход газа, а также содержание в продукции механических примесей и жидкости. Для проведения таких исследований необходимо привлечение значительного количества людских ресурсов и специальной техники. Они производятся с большой дискретностью по времени и не отвечают требованиям по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин. Кроме того, эти исследования связаны с выбросом газа в атмосферу, что не соответствует требованиям экологической безопасности разработки месторождений.

Использование расходомеров переменного перепада давления, используемых в расходоизмерительных комплексах «Сокол», «Пингвин» и измерительном коллекторе «Надым-2М», осложнено ввиду тяжелых климатических условий и многофазности реальных потоков продукции скважин [13, 14].

Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.

Поэтому весьма актуальной является задача создания информационно-измерительных систем оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

В последнее время решением проблемы оперативного контроля расходных параметров потока скважин активно заняты ряд российских и зарубежных организаций и фирм. Анализ их опыта показывает, что в основном их усилия направлены на создание и внедрение многофазных расходомеров для контроля дебита скважин по газу и жидкости в условиях ограниченных газосодержаний.

Среди зарубежных фирм, выпускающих многофазные расходомеры, наибольших успехов достигли фирмы Agar, Framo Engineering AS, Controlotron, Roxar Flow Measurement (RFM), Schlumberger, Kongsberg Offshore A.S, A.S Norske Shell и Shell Research. Однако производимые ими измерительные системы не ориентированы на условия разработки газонефтеконденсатных месторождений Крайнего Севера России. К недостаткам продукции указанных фирм можно отнести также ограничения по диапазону изменения расходного газосодержания потока, наличие элементов, подверженных абразивному износу и применение радиоактивных источников. Установка измерительных систем требует обычно существенного изменения технологической обвязки скважин. Кроме указанных выше недостатков, зарубежные измерительные системы отличаются высокой стоимостью.

Из отечественных работ можно выделить разработку бесконтактного расходомера двухфазного потока РГЖ-001, созданного в Научно-исследовательском институте измерительных систем (НИИИС), Н. Новгород [15, 16]. К недостаткам расходомера РГЖ-001 можно отнести сложную форму измерительного участка и возможность появления погрешностей измерения из-за загрязнения рабочих поверхностей датчиков и абразивного износа. Кроме того, эта работа не доведена до широкого промышленного применения.

Важно подчеркнуть, что все вышеперечисленные разработки не решают проблемы контроля выноса механических примесей, а также контроля выноса жидких включений в начальный период обводнения скважин. Из зарубежной и отечественной литературы известны специальные разработки различных детекторов и систем контроля за пескопроявлением. Среди прочих следует выделить детекторы песка и жидкости контактного типа, чувствительный элемент которых непосредственно контактирует с протекающей по трубопроводу средой, например пьезоэлектрические детекторы фирм Schlumberger, Gaz de France, a также отечественные типа «Спектр» [17, 18]. Такие детекторы пытаются применять для контроля за пескопроявлением на скважинах, эксплуатирующих подземные хранилища газа при ограниченных дебитах. Однако нет достаточной информации относительно работоспособности таких детекторов на высокодебитных скважинах в суровых климатических условиях Крайнего Севера России.

Большой практический интерес представляют совместные разработки кафедры Автоматизации технологических процессов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и фирмы «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», создающих измерительные системы контроля технологических параметров работы газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин серии «Поток» [19-^34]. В основе разработок лежит спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода фаз (газовой, жидкой и твердой) многофазных потоков продукции эксплуатационных скважин. Информационно-измерительные системы (ИИС), созданные на основе этого метода, позволяют получать информацию о составе многофазной продукции скважин непосредственно из характеристик потока — флуктуаций давления в измерительном участке трубопровода. До последнего времени системы серии «Поток» применялись в основном на нефтяных и малообводненных газовых скважинах. Приведенные в диссертационной работе исследования показали, что спектрометрический метод позволяет оперативно измерять расходные параметры продукции газовых скважин, находящихся на поздних стадиях эксплуатации, т.е. работающих с повышенным выносом воды и механических примесей [35442].

Проблемы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин являются предметом специальных исследований, представленных в диссертационной работе.

Целью работы является разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин на основе спектрометрического метода.

Основные научные и технические задачи, которые потребовалось решить в рамках представленной диссертационной работы, следующие: 1. Предложить и обосновать функцию преобразования измерительного преобразователя расхода жидких и твердых включений.

2. Разработать принципы построения и создать измерительный преобразователь контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.

3. Разработать и создать экспериментальные стенды для исследования измерительного преобразователя.

4. Исследовать характеристики измерительного преобразователя и оценить его информационные свойства.

5. Разработать и исследовать информационные модели контроля расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке.

6. Разработать и создать информационно-измерительную систему контроля примесей в газовом потоке.

7. Внедрить ИИС и оценить результаты промышленной эксплуатации.

Основные результаты исследований и работ, приведенные в четвертой главе, заключаются в следующем:

1. Разработана и обоснована структурная схема информационно-измерительной системы контроля мелкодисперсных жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

2. Разработаны и проанализированы варианты структурных схем электронных преобразователей сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей, предложены схемотехнические решения.

3. Разработаны схемотехнические и конструктивные решения по основным устройствам ИИС контроля примесей — скважинному измерительному модулю и информационно-вычислительному устройству.

4. Создана ИИС контроля расхода жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин. Система доведена до серийного производства и эффективно используется на Уренгойском газонефтеконденсатном месторождении.

Заключение.

В целом, научные и практические результаты исследований и работ, проведенных при создании информационно — измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин, можно сформулировать следующим образом:

1. На основе анализа спектрометрического метода измерения расхода многофазных потоков предложена и обоснована функция преобразования измерительного преобразователя в операторном виде, описывающая связь регистрируемого флуктуационного процесса в потоке продукции газовых скважин с концентрациями мелкодисперсных жидких и твердых примесей.

2. Разработан измерительный преобразователь расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке, обеспечивающий регистрацию и эффективную селекцию ударного воздействия капель воды и частиц песка, содержащихся в многофазном потоке продукции газовых скважин.

3. В результате исследования характеристик измерительного преобразователя установлены информативные частотные области спектра общего флуктуационного процесса в многофазном потоке, в которых высоко значимы ударные воздействия капель жидкости и частиц песка.

4. Разработаны и исследованы информационные модели многоуровневого контроля концентрации жидкости и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

5. Разработанный измерительный преобразователь положен в основу создания информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин. Разработаны структурная схема ИИС, функциональные и принципиальные схемы основных ее устройств.

6. Разработан и создан комплекс лабораторных и промысловых полигонов, позволяющих проводить исследования новых измерительных преобразователей, осуществлять выходной и межэксплуатационный контроль устройств информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

7. Созданная информационно-измерительная система доведена до серийного производства, внедряется и эффективно эксплуатируется на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

1. Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, 880 с.

2. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. Под редакцией Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. — М.: Недра, 1984, 360 с.

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

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

5. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. 320 с.

6. Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ.; под ред. М.А. Цайгера. — М.: Недра, 1986, 176 с.

7. В.В. Ремизов, В.Л. Сливнев, P.C. Сулейманов и др. Обводнение газоконденсатных скважин Уренгойского месторождения. — М.: ИРЦ Газпром, 1998, 23 с.

8. Ю.И. Орехов, И.Н. Москалев, Л.П. Хохрин и др. Способ определения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси продуктов газонефтедобычи в трубопроводе и устройство для его реализации. Патент Российской Федерации № 2164340.

9. М.А. Цайгер, Б.В. Арестов, С.И. Назаров. Эксплуатация газовых скважин и ПХГ в условиях рыхлых пород. — Москва, журнал «Газовая промышленность», № 3, 1992, с.30-31.

10. В Ермолкин, И.Ю. Храбров. Система контроля расходных параметров потока продукции нефтяных скважин «Поток-ЗМ». — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №4, 2005, с. 19-24.

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

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

13. В.В. Ремизов, P.C. Сулейманов, E.H. Браго. Новые принципы и средства контроля многофазной продукции скважин. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 9, 1998, с. 15-16.

14. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, B.C. Битюков, Г.А. Ланчаков. Автоматизированный контроль режимов работы скважины. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 12, 1995, с. 36-40.

15. В. Ермолкин, Г.А. Ланчаков, Г.Г. Кучеров, А.Н. Кульков. Оперативный контроль дебита скважин, эксплуатирующих нефтяные оторочки. Москва, журнал «Газовая промышленность», 1993, №11.

16. В.С. Битюков, Г.А. Ланчаков, E.H. Браго, О.В. Ермолкин и др. Информационно измерительные системы оперативного контроля режима работы скважин серии «Поток». Москва, журнал «Наука и техника в газовой промышленности», № 1, 2002, с. 43-52.

17. Р.С. Сулейманов, Г.А. Ланчаков, E.H. Браго, О.В. Ермолкин и др. Новые достижения в области контроля режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин. Москва, журнал «Наука и техника в газовой промышленности», № 4, 2001, с. 9-15.

18. В. Ермолкин, М.А. Гавшин, Е.Б. Андреев. Системы оперативного контроля производительности нефтегазовых скважин. Москва, журнал «Современные технологии автоматизации», 2001, с. 44-49.

19. В.Ю. Карташов, М.А. Гавшин, И.Ю. Храбров, А.К. Толстунов. Оперативный контроль дебита скважин и выноса механических примесей. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 1-2, 1996, с. 55-57.

20. С.И. Назаров и др. Исследования и освоение газовых скважин в условиях разрушения пласта-коллектора. В сб. научных трудов

21. ВНИИГАЗа "Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин". — М.: 1989, с. 153-158.

22. М.А. Цайгер, С.И. Назаров. Механизм абразивной эрозии и оценка максимальной скорости абразивного потока, при которой эрозия отсутствует. В сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин", — М.: 1991, с. 98109.

23. РД 50 213 - 80. Правила измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. — М.: Издательство стандартов, 1982.

24. К2.00.00.000 ТО. Коллектор «Надым-2», техническое описание и инструкция по эксплуатации. — Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1987, 13с.

25. УСФ 00.000 ТО. Устройство сужающее фланцевое УСФ. Техническое описание и инструкция по монтажу и эксплуатации. — Тюмень, ЗСФ ВНИИнефтемаш, 1989, 14 с.

26. JI.M. Гухман. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. — Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1982, 60 с.

27. L.D.Mullins, W.F.Baldwin. P.M.Berry. How detectors measure flowline sand. The Oil and Gas Jornal, 1975, v. 73, № 5, p. 101-104.

28. С.И. Назаров, Г.И. Солдаткин, С.П. Сибирев. Индикатор наличия песка в промысловых трубопроводах действующих ПХГ. В реф. сб. «Транспорт и хранение газа». — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, вып. 12, 1981, с. 18-22.

29. В.Н. Виноградов, С.И. Назаров и др. Датчики для контроля выноса песка из скважин ПХГ. В реф. сб. «Транспорт и хранение газа». — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, вып. 12, 1979, с. 34-39.

30. С.И. Назаров. Разработка и применение системы индикации твердых механических примесей в газе на действующих ПХГ. В сб. научныхтрудов ВНИИГАЗа "Проблемы подземного хранения газа в СССР". -М.: 1982, с. 116-121.

31. С.И. Назаров, В.А. Доценко. Устройство "Режим ПНА-1". — Москва, журнал «Газовая промышленность», № 10, 1988, с. 25.

32. С.И. Назаров и др. Исследования и освоение газовых скважин в условиях разрушения пласта-коллектора. В сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин". — М.: 1989, с. 153-158.

33. А.П. Сидоров, Е.Ф. Токарев, С.И. Назаров. Акустические преобразователи для контроля твердых и жидких примесей в трубопроводе без контакта с флюидом. В сб. докладов международной конференции по подземному хранению газа. М.: 1995, с. 102-107.

34. 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.

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

36. П.П. Кремлевский. Измерение расхода многофазных потоков. — Л. Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982.

37. В.А. Кратиров, П.П. Кремлевский. Флуктуационный метод измерения расхода нефтегазовых смесей. — Москва, журнал «Приборы и системы управления», № 9, 1983, с. 18-19.

38. В. Ермолкин. Разработка и исследование спектрометрического метода и информационно-вычислительных систем измерения расходамногофазных потоков. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. — М.: ГАНГ им И.М. Губкина, 1998.

39. Д.Н. Великанов. Разработка информационно измерительной системы контроля параметров газодобывающих скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

40. E.H. Браго, Г.А. Ланчаков, В.Г. Подюк, P.C. Сулейманов. Новые информационные технологии для управления разработкой газонефтеконденсатных месторождений. — Москва, журнал «Наука и промышленность России», № 8, 2002, с. 38-41.

41. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин. Информационная модель газожидкостного потока. Москва, журнал «Приборы и системы управления», № 3, 1995, с. 17-19.

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

43. В.Д. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов, A.A. Точигин. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. — М.: Недра, 1969, 208 с.

44. Н.И. Семенов. Пульсации давления при течении газожидкостных смесей в трубах. Теплоэнергетика, изд-во АН СССР, 1959, выпуск 1, с. 46-53.

45. Б.С. Фокин, E.H. Гольдберг. Исследование пульсационных и сплошных характеристик двухфазного потока. Сб. Труды ЦКТИ, "Исследование и разработка элементов энергетического оборудования". — JL: вып. 138, 1976, с. 38-44.

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

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

48. E.H. Браго, O.B. Ермолкин, Г.А. Ланчаков и др. Устройство для контроля дебита газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Патент РФ № 2103502, 1998.

49. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, И.Ю. Храбров и др. Устройство для контроля дебитов компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2103503, 1998.

50. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, B.C. Битюков и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2148168, 2000.

51. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, Г.А. Ланчаков и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2148711,2000.

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

53. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, P.C. Сулейманов и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ №2151287, 2000.

54. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, И.Ю. Храбров и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2151288,2000.

55. E.H. Браго, О.В. Ермолкин, В.В. Ремизов и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2154162, 2000.

56. Л.А. Кесова, В.Н. Шевченко и др. Исследование пылерасходомеров с сужающими устройствами. Журнал «Теплоэнергетика», 1983, с. 51-55.

57. Е.Н. Браго, A.B. Царев, О.В. Ермолкин Особенности применения флуктуационного метода измерения дебита газлифтных скважин. — Москва, журнал «Нефтяное хозяйство», №1, 1987.

58. С.П. Сибирев, С.И. Назаров, Г.И. Солдаткин. Измерение характеристик течения газ твердые частицы в трубопроводах. Нефть и газ. Изв. ВУЗов, Баку, № 1, 1983, с. 61-66.

59. С.И. Назаров, С.П. Сибирев. Комплексный подход к повышению надежности газопромыслового оборудования на основе создания системы автоматического управления дебитом скважины. Нефть и газ. Изв. ВУЗов, Баку, № ю, 1979, с. 82-86.

60. Ультразвук. Маленькая энциклопедия. Гл. ред. И.П. Голямина. М.: Советская энциклопедия, 1979, 400 с.

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

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

63. Р.Г. Джагупов, A.A. Ерофеев. Пьезоэлектронные устройства вычислительной техники, систем контроля и управления: Справочник. — СПб.: Политехника, 1994, 608 с.

64. ГОСТ 12370-80. Материалы пьезокерамические. Методы испытаний. — М.: Изд-во стандартов, 1980, 30 с.

65. ГОСТ 13927-80. Материалы пьезокерамические. Технические условия. — М.: Изд-во стандартов, 1980, 10 с.

66. Б.С. Аронов. Электромеханические преобразователи из пьезоэлектрической керамики. — JL: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990, 272 с.

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

68. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. — М: Изд-во стандартов, 1989.

69. И.Е. Идельчик. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. — М.: Машиностроение, 1975. 248 с.

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

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

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

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

74. Ж. Макс. Методы и техника обработки сигналов при физических измерениях. -М.: Мир. 1983, т. 1, 312 с.

75. Р.Б. Рандалл. Частотный анализ. Брюль и Къер.1989. 389 с.

76. Е.И. Куликов. Методы измерения случайных процессов. — М.: Радио и связь. 1986, 272 с.

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

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

79. E.H. Браго. Методы и устройства цифрового преобразования информации в измерительных системах нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра. 1976, 198 с.

80. A.M. Мелик-Шахназаров, Т.М. Алиев. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. — М.: Недра. 1981,360 с.

81. Г.Я. Мирский. Микропроцессоры в измерительных приборах. — М.: Радио и связь. 1984.

82. П.В. Новицкий, В.Г. Кнорринг, B.C. Гутников. Цифровые приборы с частотными датчиками. — JL: Энергия, Ленинградское отделение, 1970, 424 с.

83. С. Марков. Цифровые сигнальные процессоры. Книга 1. М.: «Микроарт», 1996, 144 с.

84. ADSP-2100 Family/ Users manual. Third edition (9/95). Analog devices, 1995.

85. Digital Signal Processing Applications. Using the ADSP-2100 Family. V.l/2. Analog devices, 1992.

86. Embedded PCs For Extrime Environments. 6000 Series Users manual 4738(1197). Octagon systems corporation, 1997.

87. ГОСТ 14254-80. Изделия электротехнические. Оболочки. Степени защиты. Обозначения. Методы испытаний. — М.: Изд-во стандартов, 1980.

88. ГОСТ 22782.5-78. Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь". Технические требования и методы испытаний. -М.: Изд-во стандартов, 1994. 71с.