ПНСТ 686-2022 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Измерения многофазных потоков. Методические указания.

        ПНСТ 686-2022

 

 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

 Нефтяная и газовая промышленность

 

 СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

 

 Измерения многофазных потоков. Методические указания

 

 Petroleum and natural gas industries. Subsea production systems. Multiphase flow measurements. Methodical guidelines

ОКС 75.020

Срок действия с 2023-06-30

до 2026-06-30

 

 Предисловие

     

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2022 г. N 162-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: [email protected] и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

 

 Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется "Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений". В программе предусмотрена разработка национальных и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего стандарта является создание методических указаний по проектированию и эксплуатации измерительных установок для многофазных измерений в системах подводной добычи углеводородов.

 

      1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на многофазные расходомеры, устанавливаемые под водой на оборудование системы подводной добычи углеводородов.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает общие положения и правила применения многофазных расходомеров.

1.3 В соответствии с Федеральным законом [1], статья 2, настоящий стандарт применяется в целях накопления опыта в отношении объекта стандартизации для возможной последующей разработки на его основе национального стандарта.

 

      2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.637 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

ГОСТ 34100.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

      3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1

 

стабильный газовый конденсат [газоконденсат], СГК: Жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси.

 

[Адаптировано из ГОСТ Р 53521-2009, статья 6]

 

3.1.2

 

плотность в градусах API: Специальная функция относительной плотности (удельного веса) при стандартной температуре 60/60°F, вычисляемая по формуле:

 

API=[(141,5/(относительная плотность 60/60°F))]-131,5]

 

Примечание - После введения в определение температуры, равной 60°F, указание об используемой температуре не требуется.

 

 

[Адаптировано из ГОСТ 33364-2015, пункт 3.1.1]

 

3.1.3

 

расходомер переменного перепада давления: Расходомер жидкости (газа), принцип действия которого основан на зависимости перепада давления, создаваемого неподвижным устройством, устанавливаемым в трубопроводе, или элементом трубопровода, от расхода жидкости (газа).

 

[ГОСТ 15528-86, статья 102]

 

3.1.4 кросс-корреляция (взаимнокорреляционная функция): Метод оценки сходства двух рядов значений сигналов или функций в зависимости от смещения одного относительно другого.

3.1.5 средняя скорость фазы: Гипотетическая (искусственная) скорость потока, рассчитанная так, как если бы данная фаза или жидкость были единственными, текущими или присутствующими в данной площади поперечного сечения.

3.1.6 проливной стенд: Эталон, предназначенный для воспроизведения, хранения и передачи характеристик многофазных потоков рабочим средствам измерений с целью обеспечения единства измерений характеристик многофазных потоков.

3.1.7 число Рейнольдса: Безразмерная величина, характеризующая отношение инерционных сил к силам вязкого трения в вязких жидкостях и газах.

3.1.8 обводненность: Содержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти или газа и газоконденсата, а также воды.

3.1.9 многофазные режимы потока: Изменяющиеся в пространстве и времени режимы движения жидкой и газовой фаз, проходящих через трубу.

3.1.10

 

многофазный расходомер: Средство измерений, предназначенное для динамических измерений расходов многофазного потока и его отдельных компонентов без предварительной сепарации.

 

[ГОСТ 8.637-2013, пункт 2.1]

 

3.1.11 режим потока: Условия течения многофазного потока.

3.1.12 измерительная установка для многофазных измерений: Совокупность функционально объединенных и расположенных в одном месте мер, измерительных приборов, измерительных преобразователей, программного обеспечения и других устройств, предназначенная для измерений одной или нескольких величин, используемых для определения параметров многофазных потоков нефтегазоводяной смеси.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

 

ИК

- инфракрасный;

 

МАГАТЭ

- Международное агентство по атомной энергии;

 

МФР

- многофазный расходомер;

 

МЭГ

- моноэтиленгликоль;

 

ПО

- программное обеспечение;

 

СВЧ

- сверхвысокая частота;

 

ФА

- фонтанная арматура.

 

      4 Общие положения

4.1 Описание многофазных режимов потоков

4.1.1 Многофазные потоки часто классифицируются в режимах движения фаз, характеристики которых зависят от ряда свойств. Распределение флюидных фаз в пространстве и времени отличается для различных режимов потока и, как правило, не находится под контролем конструктора или оператора.

4.1.2 Режимы движения потока изменяются в зависимости от условий эксплуатации, свойств флюидов, скорости потока, а также ориентации и геометрии трубы, через которую протекают текучие среды. Переход между различными режимами потока является постепенным процессом. Определение режимов потока в трубах в производственных ситуациях является сложным процессом, а их описание несколько произвольно, поскольку их идентификация во многом зависит от интерпретации наблюдателя.

4.1.3 Основными механизмами, связанными с формированием различных режимов потока, являются:

- переходные процессы;

- геометрия и ориентация трубопровода;

- гидродинамические эффекты;

- их комбинации.

Переходные процессы, характеризующиеся переменным потоком, существующим длительное время, происходят в результате изменений условий протекания потока. Открытие и закрытие клапанов являются примерами операций, которые вызывают переходные процессы. Конструкция фонтанной арматуры или манифольда и рельеф местности влияют на геометрию (не включая площадь поперечного сечения трубы) и/или наклон трубопровода. Такие эффекты являются особенно важными в подводных трубопроводах. Некоторые режимы потока, генерируемые таким образом, могут преобладать в течение нескольких километров; примером такого эффекта служит сильное засорение райзера. В отсутствие эффектов переходного процесса и влияния геометрии трубопровода установившийся режим потока полностью определяется гидродинамическими эффектами, то есть скоростью потока, свойствами флюидов и диаметром трубы.

4.1.4 Режимы потока следует относить к следующим группам: дисперсный, разделенный, переменный потоки и их комбинации, - как показано на рисунках 1-4.

На рисунке 1 приведены режимы дисперсного потока (
0), которые возникают, когда небольшие количества одной фазы диспергируются во второй доминирующей фазе. Примерами таких потоков являются пузырьковое течение и поток капель нефти в газовой струе (см. рисунок 2). Разделенный поток (
0) характеризуется прерывистым распределением фазы в радиальном направлении и постоянным распределением фазы в осевом направлении. Примерами разделенных потоков являются потоки с низкокапельной унесенной фракцией (см. рисунок 3).
 

Переменный поток характеризуется тем, что он является прерывистым в осевом направлении и, следовательно, обнаруживает локально неустойчивое поведение. Примерами таких потоков являются вспененный и пробковый потоки (см. рисунок 4).

Режимы потока, показанные на рисунках 1-4, представляют собой гидродинамические двухфазные газожидкостные режимы потока.

 

 

 

Рисунок 1 - Режимы дисперсного потока

 

 

 

Рисунок 2 - Примеры дисперсного потока

 

 

 

Рисунок 3 - Примеры разделенных потоков

 

 

 

Рисунок 4 - Примеры переменного потока

4.1.5 Эффекты режимов потока, вызванные жидкостно-жидкостными взаимодействиями, обычно значительно менее выражены, чем те, которые вызваны взаимодействием жидкость - газ. В этом контексте жидкостно-жидкостная часть потока часто может рассматриваться как дисперсный поток. Однако некоторые свойства жидкостно-жидкостной смеси зависят от объемного соотношения двух жидких компонентов.

4.1.6 Следует учесть, что физические параметры, такие как плотность газа и жидкости, вязкость, поверхностное натяжение и т.д., влияют на фактические режимы потока, но не включены в их форму представления, поэтому фактические местоположения и границы режима могут отличаться от показанных. Очень важным фактором является диаметр трубопровода. Например, если скорости потока жидкости и газа поддерживают постоянными, а диаметр трубопровода уменьшают с 100 до 80 мм, то средняя скорость газовой фазы и жидкости увеличится в 1,25 раз. Следовательно, в двухфазной схеме потока, как это показано на рисунках 5, 6, эта точка будет двигаться вверх по диагонали к новой позиции. Таким образом можно увидеть, что данное движение способно вызвать изменение режима потока, например, переход от сглаженного потока к пробковому или от пробкового потока к кольцеобразному. Многофазные режимы потока также не имеют четких границ, а плавно переходят от одного режима к другому.

 

 

 

Рисунок 5 - Режимы течения двухфазного потока в вертикальном трубопроводе

 

 

 

Рисунок 6 - Режимы течения двухфазного потока в горизонтальном трубопроводе

4.1.7 Для качественного моделирования многофазных потоков введено понятие "средняя скорость фазы", которое часто используется в схемах режима потока. Средняя скорость газовой фазы
- скорость газа, как если бы газ протекал в трубе без жидкостей, другими словами, объемный расход газа
при рабочей температуре и давлении, деленный на общую площадь поперечного сечения трубы
. Для средней скорости жидкости можно получить то же самое с результатами, приведенными в формулах (1)-(4). Показатели
и
являются долями площади поперечного сечения трубы, занимаемыми газом и жидкостью соответственно, как если бы они были разделены, а показатели
и
являются фактическими скоростями газа и жидкости при линейном давлении и температуре.
 
Долю жидкости
, заполняющей трубу, рассчитывают по формуле
 
,                                                              (1)
 
где
- общая площадь поперечного сечения трубы, занимаемая жидкостью, м
;
 
- общая площадь поперечного сечения трубы, м
.
 
Долю газа (пустот)
, заполняющего трубу, рассчитывают по формуле
 
,                                                                  (2)
 
где
- общая площадь поперечного сечения трубы, занимаемая газом, м
;
 
- общая площадь поперечного сечения трубы, м
.
 
Скорость газа при протекании по трубе без жидкости
, м/с, рассчитывают по формуле
 
,                                        (3)
 
где
- скорость газа при линейном давлении и температуре, м/с;
 
- объемный расход газа, м
/мин;
 
- доля газа (пустот), заполняющего трубу.
 
Скорость при протекании по трубе без жидкости
, м/с, рассчитывают по формуле
 
,                                (4)
 
где
- скорость жидкости при линейном давлении и температуре, м/с;
 
- объемный расход жидкости, м
/мин.
 

4.1.8 При проектировании измерительных установок следует учитывать эффект скольжения. Когда газ и жидкость текут вместе в трубе, доля площади поперечного сечения трубы, покрытой жидкостью, будет больше, чем в условиях отсутствия течения, из-за эффекта скольжения между жидкостью и газом. Более легкая газовая фаза обычно перемещается намного быстрее, чем более тяжелая, и, кроме того, жидкость имеет тенденцию накапливаться в горизонтальных и наклонных сегментах трубы. Доли площади поперечного сечения трубы, занятые жидкостью и газом, измеренные в условиях двухфазного потока, известны как жидкость, заполняющая трубу, и газовая доля пустот соответственно и определены по формулам (1)-(2). Из-за скольжения жидкость, заполняющая трубу, будет больше объемной доли жидкости. Жидкость, заполняющая трубу, соответствует объемной доли жидкости только в условиях отсутствия скольжения, когда две фазы движутся с равными скоростями. Эти концепции проиллюстрированы на рисунке 7.

 

 

 

Рисунок 7 - Газовая доля пустот, объемная доля газа и скольжение

4.1.9 Типичные положения различных режимов потока в вертикальном трубопроводе показаны на схеме двухфазного потока на рисунке 5. Следует учитывать, что выше определенной средней скорости газовой фазы многофазный поток является кольцевым для всех средних скоростей жидкости.

4.1.10 Все режимы потока в вертикальном трубопроводе стремятся к осевой симметрии, то есть жидкая и газовая фазы не имеют естественной склонности к преимущественному разделению в определенном азимутальном направлении в отличие от режимов в горизонтальных трубопроводах, где гравитация тянет тяжелые жидкости ко дну трубы. По этой причине вертикальная установка предпочтительна для большинства (но не для всех) МФР, чтобы упростить измерение путем уменьшения количества возможных режимов потока.

4.1.11 В потоках в горизонтальном и вертикальном трубопроводах границы между режимами являются функциями таких факторов, как диаметр трубы, межфазное натяжение и плотность фаз. Схема на рисунке 6 иллюстрирует то, как переходы режима потока зависят от средних скоростей газа и жидкости в многофазном потоке в горизонтальном трубопроводе. Такая схема действительна только для конкретных труб, давления и многофазного потока.

4.1.12 В отличие от режимов потока в вертикальном трубопроводе все режимы потока в горизонтальных трубопроводах имеют тенденцию быть несимметричными в осевом направлении, т.е. последствия гравитации заставляют более тяжелые жидкости переместиться на дно трубы, в то время как более легкая газовая фаза перемещается по верхней части.

4.2 Состав и свойства флюида

4.2.1 Важным процессом является понимание многофазного потока в части идентификации его составляющих и их физических свойств. Это означает определение относительных дробных пропорций каждой фазы, присутствующих в текущей точке трубы, то есть фазовых фракций. В сочетании со знанием средних скоростей фаз при нормальных условиях следует оценивать поток флюида относительно его скоростей фаз в реальных условиях (при линейном давлении).

С целью обеспечения правильной работы расходомера следует уделять должное внимание характеру и свойствам фракций флюида, проходящих через расходомер в процессе эксплуатации. Отбор проб флюида является наиболее эффективным средством для понимания этих свойств для данной скважины в данный момент времени.

Для поддержания заданной точности расходомера требуется идентификация процесса отбора проб флюида, предполагаемой частоты отбора проб, а также объема информации, которую следует получить из образца. Как правило это зависит от чувствительности выбранного средства измерения к изменениям свойств флюида, информация о которой предоставляется поставщиком расходомера. Частоту отбора проб определяют как по коэффициентам чувствительности расходомера, так и с учетом оценки скорости изменения состава флюида в процессе эксплуатации скважины. Для полного определения потока с точки зрения композиции требуется больше информации.

4.2.2 Наиболее часто встречающиеся компоненты скважинного флюида подразделяются на четыре общие категории: природный газ, жидкости, механические примеси и химические реагенты.

4.2.3 Газообразные углеводороды являются членами семейства соединений, которые обычно существуют в газообразном состоянии, когда они поступают из пласта через скважину в трубопровод. Складываясь из цепочки атомов водорода и углерода в разных образцах, наиболее распространенными являются молекулы С1-С6, включая метан, этан, пропан, бутан, пентан и гексан. В дополнение к молекулам углеводородного газа могут присутствовать определенные неуглеводородные газы - сероводород (
), двуокись углерода (
) и инертные газы, такие как азот (
), относящиеся к числу наиболее распространенных. Смеси природного газа могут содержать как углеводородные, так и неуглеводородные молекулы. Иногда трудно определить свойства природного газа, поскольку они зависят от состава газа, а также от давления и температуры. Состав газовой смеси может влиять на измерение скорости потока, например через плотность. Дополнительная информация о физических свойствах компонентов и смесей природного газа предоставлена в [2].
 

4.2.4 Свойства жидкостей, встречающихся в составе флюида, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Свойства типичных добываемых жидкостей при стандартных условиях

 

Типичная добываемая жидкость

Относительная плотность

Плотность нефтепродукта в градусах API

Пределы динамической вязкости, сантипуаз при 20°С

Газоконденсат

<0,78

>50°

<5

Черная (легкая) нефть

>0,78

От 20° до 50°

>5

 

 

<0,934

 

<1000

Необработанная нефть

>0,934

<20°

>1000

Вода

От 1,0 до 1,33

(зависит от солености)

Не применимо

1

 

4.2.5 Газоконденсат или просто конденсат представляет собой смесь углеводородных жидкостей низкой плотности, которая конденсируется из потока природного газа, когда температура опускается ниже температуры точки росы углеводородов в смеси. Конденсаты иногда создают проблемы в измерении, особенно если они являются основным жидким компонентом сырого газа. Измерение характеристик флюида с преобладанием газа в составе является более важной задачей, чем флюида с преобладанием жидкости, особенно в отношении оценки скоростей фаз и состава жидкости. Свойства газовых конденсатов описаны в [2].

4.2.6 Углеводородные жидкости, которые называются необработанной нефтью, обычно имеют высокую плотность с градусом API ниже 20° или относительную плотность более 0,933. Необработанная нефть имеет высокую вязкость, делая ее производство и транспортировку гораздо затруднительнее, чем более легкой сырой нефти. При проектировании измерительных установок необработанной нефти необходимо учесть две основные трудности процесса. Во-первых, из-за низких чисел Рейнольдса, типичных для этих тяжелых вязких жидкостей, они часто протекают в ламинарной области, где коэффициенты расхода при истечении для расходомеров переменного перепада давления сильно варьируются. Во-вторых, они могут быть склонны к образованию эмульсий с пластовой водой, которые также могут являться жидкостями с высокой и переменной вязкостью, низким числом Рейнольдса и переменным коэффициентом расхода.

4.2.7 Вода, протекающая через МФР, может происходить из нескольких источников:

- воды, присутствующей в пласте;

- воды, образующейся в виде пара при взаимодействии с природным газом;

- воды, закачиваемой в скважину для повышения производительности, либо в виде жидкости, либо в виде пара.

Проблема измерения может возникать, когда потоки воды из двух или более источников объединяются, смешиваются и свойства получившейся жидкости изменяются. Соленость является самым важным свойством воды из-за воздействия, которое она оказывает как на плотность воды, так и на ее электропроводность. Это связано с наличием в растворе солевых ионов: хлорида натрия (NaCl), хлорида кальция (
) и хлорида калия (KCl), которые являются наиболее распространенными солями, встречающимися в добытой воде, хотя иногда могут присутствовать и другие. Электрические свойства жидкостей используются для определения водожидкостного фактора. Измерение обводненности может зависеть от используемого значения солености. Неизвестные изменения солености могут привести к непредсказуемым ошибкам в измерении водожидкостного фактора. Для большинства МФР и расходомеров сырого газа требуются образцы текучей среды для калибровки их реакции. Точность измерения большинства расходомеров зависит от плотности или проводимости воды. Любое изменение этих параметров приведет к ошибке в расчетной водной фракции или водожидкостного фактора с помощью расходомера.
 

4.2.8 В связи с тем, что периодически через измерительную установку для многофазных измерений кроме добываемых углеводородов и воды проходят сопутствующие процессу добычи вещества, следует подвергнуть анализу два аспекта:

- способность средства измерения обнаруживать их присутствие и, возможно, измерять их скорость и количество в дополнение к добываемым флюидам;

- краткосрочное и долгосрочное влияние их воздействия на работоспособность расходомера, например, эрозионный износ.

При проектировании измерительных установок для многофазных измерений следует учесть, что в поток (до точки установки МФР по направлению течения флюида) вводится множество химических реагентов для предупреждения нештатных и аварийных ситуаций. Наиболее распространенные из них - ингибиторы гидратов (метанол, МЭГ), ингибиторы образования накипи, ингибиторы коррозии, ингибиторы воска, ингибиторы асфальтенов и прочие. ПО МФР должно позволять вводить соответствующие поправочные коэффициенты в процессе эксплуатации для учета количества впрыскиваемых химических реагентов.

4.2.9 Особое внимание в процессе проектирования МФР требуется уделить влиянию результатов взаимодействия газа и жидкости: появлению различных соединений, которые могут очень негативно влиять как на добычу, так и на качество измерения. Ниже перечислены некоторые из них:

- отложение минеральных солей на стенках труб, клапанов и других устройств во время добычи;

- накапливание асфальтенов на внутренних поверхностях расходомера;

- осаждение твердых парафинов на стенках трубопровода;

- гидратообразование в импульсных трубках датчиков давления и датчиков перепада давления, входящих в состав МФР;

- появление эмульсий в составе флюида;

- образование пены в процессе добычи.

4.2.10 В процессе выбора технологии измерения многофазного потока при проектировании МФР и его последующей эксплуатации поставщику и специалистам эксплуатирующей организации следует учитывать возможное изменение в процессе добычи таких свойств флюида, как:

- соленость воды;

- появление тяжелых металлов в жидкостях;

-
, общее количество серы и содержание
в газе и жидкости;
 

- плотность газа и жидкости;

- вязкость каждой фазы;

- фазовое поведение.

4.3 Влияние геометрии трубопровода на измерения многофазного потока

4.3.1 Для обеспечения высокого качества измерений МФР необходимо, чтобы через него протекал смешанный поток. С этой целью необходимо предусмотреть установку соответствующих устройств в конструкции фонтанной арматуры или манифольда, например установку глухого тройника перед МФР.

4.3.2 Другим условием обеспечения качества измерений является расположение МФР в пространстве - на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода. Это следует учитывать при проектировании конструкции трубопроводов.

4.4 Траектория течения потока и производительность скважины

4.4.1 Производитель МФР подбирает оборудование на основании опросного листа. В опросный лист включают следующую информацию:

- диапазон давлений флюида по годам работы;

- диапазон температур флюида по годам работы;

- состав флюида, включая свойства его компонентов;

- диапазон ожидаемой добычи газа по годам работы;

- диапазон ожидаемой добычи жидких углеводородов по годам работы;

- диапазон ожидаемой добычи воды по годам работы.

4.4.2 Одним из методов подбора характеристик МФР для измерения параметров конкретной скважины является графическое изображение траектории производительности этой скважины и диапазонов измерения МФР с учетом неопределенности. Пример подобного графического изображения приведен на рисунке 8.

4.4.3 На рисунке 8 показаны концепции профиля добычи, диапазона измерений и траектории производительности скважины в виде двухфазной схемы потока. Линии, соединяющие точки, показывают траекторию производительности скважины, а ее сопутствующая неопределенность показана вокруг нее как профиль добычи. Диапазон измерений расходомера показан на уровнях неопределенности ±5% и ±10%. Сравнивая их, можно оценить пригодность расходомера для конкретного применения в течение всего срока службы скважины.

4.4.4 Другим методом является графическое изображение концепции профиля добычи, диапазона измерения МФР и траектории производительности на схеме композиции флюида, пример которого приведен на рисунке 9. Схема композиции представляет собой график функционирования скважины и работы расходомера с учетом объемной доли газа и водожидкостного фактора. Линии, соединяющие точки, показывают траекторию производительности скважины с неопределенностью измерений МФР, показанной вокруг нее. Диапазон эксплуатации расходомера в части водожидкостного фактора отображается на разных уровнях; неопределенность объемной доли газа показана на схеме потока. Как и в случае схемы потока, сравнивая профиль добычи и диапазон эксплуатации средств измерения, необходимо оценить, насколько хорошо расходомер подходит для конкретного применения.

 

 

 

Рисунок 8 - Пример графического изображения диапазона измерения МФР и траектории производительности скважины на карте двухфазного потока

 

 

 

Рисунок 9 - Пример графического изображения диапазона измерения МФР и траектории производительности скважины на схеме композиции флюида

 

      5 Методы измерения

5.1 Многофазный расходомер, установленный на эксплуатационной линии

5.1.1 МФР, установленные на эксплуатационной линии, характеризуются полным измерением фазовых фракций и фазовых скоростей потока без частичного или полного его разделения.

Объемный расход каждой фазы может быть представлен его площадью, умноженной на скорость каждой фазы. В типичном применении МФР (газ/вода/нефть) определяют шесть параметров: три фазовые фракции и три фазовые скорости.

Различные средства измерения используют разные методы для измерения или обобщения шести неизвестных параметров, необходимых для решения расчета многофазного объема. Некоторые МФР требуют, чтобы все фазы двигались с одинаковой скоростью, тем самым уменьшая необходимое количество измерений до трех фракций плюс общая скорость. В большинстве случаев это достигается за счет использования вспомогательного устройства, перемешивающего поток перед МФР.

5.1.2 Ниже приведены типовые методы измерения параметров многофазного потока:

- гамма-резонансная спектроскопия.

Использование гамма-резонансной спектроскопии в многофазном флюиде является наиболее распространенным способом измерения плотности жидкости, одним из ключевых параметров, используемых в большинстве МФР.

Используя источник, излучающий гамма-лучи с двумя или более различными энергетическими уровнями, можно использовать измерения затухания, сделанные на этих спектральных линиях, в качестве входных данных для модели многофазного флюида для получения относительных долей присутствия нефти, воды и газа. Поскольку относительное затухание нефти, газа и воды изменяется в зависимости от энергии гамма-фотонов, можно записать уравнения, связывающие композицию (фазовые фракции) флюида на пути фотонов с измеренным затуханием при различных энергиях. При достаточном количестве подсчетов для уменьшения статистической неопределенности измеренного затухания можно сделать оценку фазовых фракций;

- поглощение ИК-спектра.

Измеряя спектр пропускания источника излучения в ближней ИК-области спектра фотонов при прохождении излучения через флюид в трубе, можно оценить концентрации компонентов потока, поглощающих энергию в этом диапазоне. Следует обратить внимание на то, что этот метод очень чувствителен к присутствию воды даже в очень низких концентрациях;

- измерение диэлектрической проницаемости.

Измерение диэлектрической проницаемости (относительной диэлектрической постоянной) является средством оценки водной фазы (фаз) многофазного потока. В частности, измерение диэлектрической проницаемости с использованием емкостных или СВЧ-датчиков является обычным средством оценки обводненности в непрерывных потоках нефти или сырого газа;

- измерение проводимости флюида.

В некоторых случаях многофазного потока количество воды настолько велико, что оно является доминирующей жидкой фазой. В этих случаях некоторые датчики диэлектрической проницаемости не могут полноценно функционировать. Поэтому некоторые средства измерения используют индуктивные методы для измерения проводимости флюида в этих условиях;

- анализ плотности по перепаду давления.

Датчик дифференциального давления в составе расходомера допускается использовать для получения плотности флюида, если скорость потока измеряется другим способом, например, с использованием кросс-корреляции;

- измерение давления и температуры.

Наиболее элементарными из необходимых измерений являются измерения давления и температуры. Они всегда необходимы измеряющему расходомеру, кроме того, они также необходимы для того, чтобы осуществлять переход из рабочих условий эксплуатации в стандартные условия.

5.1.3 Помимо измерения состава флюида, то есть относительных количеств нефти, воды и газа в точке измерения в трубе, необходимо также оценить скорость, с которой каждая из трех фаз проходит через трубу - индивидуальные средние скорости фаз. Хотя концептуально скорости каждой из них можно измерить или подсчитать, на практике часто предполагается:

- что нефть и вода движутся с одинаковой скоростью в жидкой фазе;

- зависимость между скоростями газа и жидкости может быть описана моделью двухфазного потока с учетом скольжения.

5.1.4 Наиболее широко используемым методом измерения многофазной массовой скорости или скорости потока является метод переменного перепада давления с применением сужающих устройств. Наиболее распространенной конструкцией, используемой в этом методе, является труба Вентури.

5.1.5 Некоторые МФР оснащены двумя или более идентичными датчиками, используемыми для оценки скоростей потока методами взаимной корреляции (кросс-корреляция), которые обеспечивают оценку разницы во времени измеряемых значений. Этот способ можно применять, используя практически любые комбинации датчиков: как датчики диэлектрической проницаемости, так и детекторы гамма-излучения.

5.1.6 Акустические устройства, которые измеряют свойства звуковых полей, иногда используют для определения скорости фазовой фракции. Существует несколько методов, которые допускается использовать (включая фазированную решетку, эффект Доплера, скорость звука и корреляции затухания). В некоторых случаях для определения композиции смеси используют измерение скорости звука в жидкости.

5.1.7 Поскольку более легкая газовая фаза обычно перемещается намного быстрее, чем более тяжелая жидкая фаза, и поскольку жидкость имеет тенденцию накапливаться в горизонтальных и наклонных участках трубы, а также в других зонах, то фазовое скольжение следует учитывать при комбинировании методов измерений состава флюида и скорости. Однако если МФР спроектирован только для измерения суммарной скорости потока (например, МФР с трубой Вентури) следует применять модель скольжения фаз, чтобы определить неизвестные скорости фаз для газа и жидкости. Эти модели должны быть построены на физических принципах и подтверждены эмпирическими результатами, полученными в результате измерений на проливных стендах.

5.1.8 Основываясь на измерениях состава и скорости флюида, на знаниях информации о скольжении, измерительная установка для многофазных измерений должна оценивать средние скорости жидкой и газовой фаз. Предполагая, что скольжение между нефтью и водой отсутствует, необходимо считать, что объемная скорость воды - это просто водожидкостный фактор, умноженный на объемную скорость жидкости, а скорость нефти - это скорость жидкости за вычетом скорости воды.

5.2 Компактная или частичная сепарация

5.2.1 Разделяя многофазный поток флюида на сырой газ и газовый конденсат, концептуально можно решить проблему измерения многофазного потока с использованием двух расходомеров, каждый из которых работает в благоприятной области многофазной карты. Успех такой стратегии зависит от того, насколько хорошо возможно выполнить разделение фаз и насколько хорошо каждый из двух расходомеров работает на частично разделенных потоках. Преимуществом такой стратегии является использование системы разделения, которая намного меньше, чем традиционный сепаратор с гравитационным принципом работы, поэтому такое устройство часто называют компактным сепаратором. Концепция измерения с использованием частичной сепарации показана на рисунке 10.