QUALITET

measurement systems

ПРОДУКТЫ

МУЛЬТИФАЗНЫЕ ВЛАГОМЕРЫ НЕФТЕГАЗОВОДНОЙ ЭМУЛЬСИИ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЛАГОМЕРОВ

Влагомер многофазный поточный «Квалитет» ВМП.0702 позволяет вести непрерывный технологический контроль обводненности двухфазной (скважинный поток характеризуется двухфазным трехкомпонентным составом) скважинной продукции в целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения рентабельности эксплуатации нефтедобывающих скважин, в первую очередь, высокообводненных. Достоинством влагомера «Квалитет» ВМП.0702 является бессепарационный непрерывный контроль компонентного состава нефтегазоводной смеси в объемных долях при рабочих условиях и обводненности непосредственно в технологическом трубопроводе на участке от скважины до сепарационной установки.

Влагомер состоит из комплекса программно-технического «Квалитет» ПТК.0701 и модулей измерительных в сборе с корпусом (Рис.1), соединенных между собой кабелями. Количество модулей измерительных может варьироваться от одного до восьми. Конструктивно программно-технический комплекс представляет собой шкаф с электронными модулями, который крепится к несущей конструкции. Модуль измерительный МИ0702-ВНО (MI0703-VNO) включает в себя элемент чувствительный, погружаемый в измеряемую среду, и панель с платой электронного блока, размещенные в корпусе. Модуль измерительный МИ0702-ВНО (MI0703-VNO) устанавливается в технологический трубопровод, транспортирующий скважинный продукт.

Большинство встречающихся на рынке поточных влагомером используют емкостной (диэлькометрический) способ измерения влажности. Например, влагомеры для измерения содержания воды в водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и др.) у которых конструкция измерительного модуля имеет схожие с МИ0702-ВНО конструктивные решения: корпус в виде металлической трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод. Емкостной датчик таких влагомеров включает в себя внутренний электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию внешнего электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависит от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти. На все поверхности внутреннего электрода, контактирующие с водонефтяной смесью, может быть нанесено изолирующее диэлектрическое покрытие, которое предотвращает замыкание обкладок конденсатора при заполнении межэлектродного пространства пластовой водой. Общим недостатком влагомеров описанной выше конструкции является неработоспособность при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии. В результате при протекании между электродами чувствительного элемента потока водонефтяной смеси, представляющей собой прямую эмульсию, происходит шунтирование электродов пластовой водой высокой проводимости.

Встречаются влагомеры, принцип действия которых основан на методе измерения полного комплексного сопротивления первичного преобразователя с протекающей через него водонефтяной смесью с последующим преобразованием измеренной величины в цифровой сигнал, далее - в числовое значение влагосодержания (%, об. доля). Например, ВСН-2-ПП-150-100 (http://nsp-sar.ru/) – модификация в комплекте с первичным измерительным преобразователем DN 150, диапазон измерений 0-100%, об. доли, первичный измерительный преобразователь в полнопоточном исполнении (ПП) с системой плоских электродов. Недостатком влагомеров ВСН-2-ПП-150-100 является невозможность измерения объемной доли воды в нефти, нефтепродуктах в трехкомпонентных потоках без сепарации газа.

Используемые в описываемых влагомерах способы определения влагосодержания основаны на измерении полного комплексного сопротивления (импеданса) первичного преобразователя с протекающей через него водонефтяной смесью после сепарации газа. При этом диэлькометрический способ измерения влагосодержания используется при измерениях смесей «вода в нефти», когда непрерывной фазой является нефть, а кондуктометрический, когда непрерывной фазой   является вода. С увеличением количества скважин, находящихся на завершающей стадии разработки, характеризующихся высокой обводненностью продукции и постоянным уменьшением добычи нефти, возрастает потребность в поскважинных, бессепарационных средствах измерения влагосодержания продукции высокообводненного фонда скважин (определение рентабельности эксплуатации нефтедобывающих скважин и др.). Способ определения проводимости эмульсии из полного комплексного сопротивления (кондуктометрический), используемый во влагомере «Квалитет» ВМП.0702, позволяет с высокой точностью определить компонентный состав двухфазной трехкомпонентной среды с обводненностью продукции скважины выше 50%.

Технология определения компонентного состава, специально разработанная для влагомера «Квалитет» ВМП.0702, решает проблемы влияния нестабильности толщины двойного электрического слоя на границе металл-среда, связанные с концентрацией проводящей среды и ее температурой, на измеряемые электрофизические параметры. Также решена задача получения качественных измерений в широком диапазоне проводимостей измеряемой среды – от измерений в нефтегазоводной смеси c пластовой воде, имеющей плотность по соли до 1190 кг/м3, и заполняющей весь объем чувствительного элемента до измерений в воде, плотность которой составляет чуть выше 1000 кг/м3, при объемной доле воды всего 1% (данные приведены для статического состояния измеряемой среды при горизонтальном расположении чувствительного элемента). Технология позволяет по значению электропроводности и иных характеристик, присущих нефтегазоводной эмульсии, определять ее относительное газосодержание. Следует обратить внимание, что скорость потока не влияет на результаты измерения влагосодержания скважинной продукции за счет высокой скорости производимых измерений – до 20 тыс. измерений в секунду. Примененная во влагомере «Квалитет» ВМП.0702 технология дает полное представление об измеряемом потоке даже на дебитах по жидкости, превышающих 600 м3/сут. по жидкой фазе в трубопроводе DN50.

Рассмотрим состав и работу влагомера, предназначенного для измерения влажности нефти сырой в однофазном двухкомпонентном потоке, используя блок-схему (Рис.2), на которой представлены основные элементы изделия.  

Влагомер состоит из комплекса программно-технического «Квалитет» ПТК.0701 1 и модулей измерительных в сборе с корпусом 2.

Модуль измерительный представляет собой чувствительный элемент с электродной системой, выполненной по 4-х проводной схеме включения. Электроды изготовлены из материала, обладающего высокой чувствительностью, высокой коррозионностойкостью и малой поляризуемостью. Кольцевая форма электродов с внутренним диаметром, равным диаметру трубопровода, не перекрывает поток. По краям чувствительного элемента расположены два токовых электрода 3 и 6, которые служат для подведения тока к кондуктометрической ячейке. В области с устойчивым падением напряжения расположены измерительные или потенциальные электроды 4 и 5. Датчик температуры 7. Электронный блок, расположенный во взрывонепроницаемой коробке включает в себя двухъядерный синтезатор частоты прямого синтеза (DDS) 9; усилители 10 и 11; быстродействующие 18-ти битные аналого-цифровые преобразователи 12 (АЦП); центральный многофункциональный процессор 8; модуль интерфейса Ethernet 13. Элементы электронного блока выполняют следующие функции. С центрального процессора 8 на цифровой вход управляемого синтезатора частот 9 поступает код частоты, рассчитанный заложенным алгоритмом в зависимости от внешних условий. Синтезатор генерирует высокочастотный сигнал синусоидальной формы, который через усилитель 10 поступает на электрод 3 чувствительного элемента. С электрода 6 снимается сигнал, пропорциональный току, протекающему, через среду, а с потенциальных электродов 4 и 5 снимается сигнал, пропорциональный падению напряжения на измерительном участке. Быстродействующие АЦП 12 преобразуют сигналы, соответствующие току и напряжению в цифровой код. Для обеспечения приемлемой работы алгоритма определения компонентного состава продукции скважин на высоких дебитах становится необходимым применение аналого-цифровых преобразователей с частотой выборки 1 MSPS (один миллион преобразований в секунду).  Модуль центрального процессора 8 обеспечивает общее управление влагомером и вычисления по заложенному в него алгоритму работы. Центральный процессор 8 имеет достаточное быстродействие для обеспечения безошибочного съема информации с АЦП не реже 500 тыс. раз в секунду, а также возможность производить необходимые расчеты в реальном времени. Модуль интерфейса Ethernet 13 обеспечивает связь электронного блока модуля измерительного 2 с программно-техническим комплексом «Квалитет» ПТК.0701 1. Часть расчетов по определению влагосодержания и компонентного состава производится в программно-техническом комплексе «Квалитет» ПТК.0701, который содержит в своем составе блок промышленного компьютера 14, интерфейсный модуль 15 и модуль беспроводной связи 3G 16. Блок промышленного компьютера 14 предназначен для сбора, хранения информации, собранной с модулей измерительных 2, произведения расчетов по заложенному алгоритму и передачи информации по выбранным каналам связи. Интерфейсный модуль 15 позволяет по линиям RS-232, RS-485 или Ethernet связаться с любым устройством, имеющим в своем составе соответствующие интерфейсы, а также подключиться по протоколам Modbus RTU и/или Modbus TCP/IP. При установке влагомера в трубопровод с двухфазным трехкомпонентным потоком, например, в разрыв трубопровода подачи скважинной продукции на участке от устья скважины до коллектора линии нефтесбора или в манифольде, соединенном с отводами фонтанной арматуры, к стандартной комплектации добавляется функциональный блок, содержащий датчики давления и дополнительный измерительный блок.

Для оценки погрешности измерения влагосодержания и объемной доли газа влагомер «Квалитет» ВМП.0702 был установлен в аттестованный стенд для поверки средств измерения массового расхода многофазных потоков. В качестве заменителя нефти использовалось масло трансформаторное Т-1500 по ГОСТ 982 (Nytro 11 GBX-US Transformer Oil). Плотность воды составляла ρводы= 1037 кг/м3. В качестве газовой составляющей использовался сжатый воздух (класс чистоты-7, по ГОСТ 17433-804). Газ из компрессорного модуля и модуля очистки воздуха подавался в узел газовых сопел и, далее, через сопла критического перепада, поступал в магистраль, где смешивался с жидкостью. Расход жидкой фазы варьировался от 1 до 10 м3/час. Благодаря возможности нагрева и охлаждение со стабилизацией испытательных жидкостей в широком диапазоне температур была определена абсолютная погрешность измерения обводненности в диапазоне температур от 20 до 40 оС. Программа испытаний включала 58 различных режимов работы стенда. На графиках (Рис.3, 4, 5) прямой линией обозначен задаваемый показатель обводненности и объемной доли газа, колеблющейся линией – измеренные значения показателя обводненности и объемной доли газа. Измерения проводились на режимах работы стенда при значениях показателя обводненности от 50 до 100%. Для анализа и сравнения были использованы усредненные значения показателя обводненности только в устоявшемся режиме работы стенда. Условные обозначения, используемые на Рис3, 4, 5 приведены в таблице 1.

Режим: W=50,7% и W=100,0%; Qж= переменный; t=20oC; ρводы= 1037 кг/м3, αгаз=переменный (Рис.3). Значение абсолютной погрешности измерения показателя обводненности при W=50,7% составило δ=3%, а при W=100,0%   δ=1,0%.

Режим: W=90,6%, W=80,2%; Qж= 5м3/ч; t=40,5oC; ρводы= 1037 кг/м3, αгаз=0% (Рис.4). Значение абсолютной погрешности измерения показателя обводненности при W=90,6% составило δ=1,4%, а при W=80,2%   δ=1,2%.

Сравнение показаний обводненности среды при W=90,6%, W=80,2%, постоянном расходе жидкой фазы при повышенной до 40 oC температуре среды

Расчетное значение объемной доли газа в исследуемой среде при W=50% ..100,0%; Qж= 5м3/ч..10м3/ч приведено на Рис 5. 

Рис. 5 – Сравнение расчетного показателя объемной доли газа в исследуемой среде с заданными значениями доли газа

Значение абсолютной погрешности измерения средствами влагомера «Квалитет» ВМП.0702 показателя обводненности двухфазной трехкомпонентной нефтегазоводной газожидкостной среды с объемной долей газа в трубопроводе до 40% (при рабочих условиях) в диапазоне значений обводненности от 50% до 100% не превышает +/-3%.

Для оценки соответствия технических характеристик влагомера «Квалитет» ВМП.0702 заявленным значениям также были проведены опытно-промысловые испытания на объектах ПАО «Татнефть», г. Альметьевск, Республика Татарстан, и на объектах ПАО «Варьеганнефтегаз», г. Радужный, ХМАО. Результаты испытаний подтвердили соответствие заявленным характеристикам, о чем свидетельствует положительное заключение в актах опытно-промысловых испытаний. Опытная эксплуатация влагомера «Квалитет» ВМП.0702 также показывает высокую сходимость результатов измерения (Рис.6) обводненности жидкой фазы продукции скважины с результатами лабораторных анализов аналитической лаборатории. В качестве контрольного использовался лабораторный метод определения обводненности нефтеводной эмульсии, используемый химико-аналитической лабораторией. Контрольные пробы отбирались полнопоточным мерным пробоотборником Результаты лабораторных исследований сопоставлялись с результатами измерения обводненности КНК «Квалитет-8Н» в период времени, соответствующий моменту отбора пробы скважинного продукта.

Рис. 6 – Сравнение показаний обводненности среды, измеренные влагомером «Квалитет» ВМП.0702 с результатами лабораторных анализов аналитической лаборатории месторождений западной Сибири

QUALITET

измерительные системы

ООО "Квалитет" ОГРН: 1117746506602

119435, Москва, Малая Пироговская 13с1

+7 495 252 01 33

info@qualitetsystem.ru