Массовые кориолисовые расходомеры в бессепарационных и сепарационных установках

О применимости массовых расходомеров для многофазных сред измерений.

Ниже приведена краткая версия статьи.

►Прочитать полную версию статьи

Введение

Продукция нефтегазовой скважины – газожидкостная смесь (далее – ГЖС), состоящая из смеси углеводородов широкого физико-химического состава (в том числе нефти, свободного и растворенного газов), воды, минеральных солей, механических примесей. Задача измерения дебита продукции скважины включает измерение компонентов в составе ГЖС. ГЖС, поступающая из скважины имеет жидкую (нефть, вода), газообразную (свободный газ) и твердую (мех. примеси) фазы.

Для решения задачи измерения дебита скважины применяются бессепарационные и сепарационые измерительные системы и установки.

Массовые расходомеры в бессепарационных системах и установках

Бессепарационные системы и установки – это устройства, называемые многофазными расходомерами (далее — МФР), которые выполнены без применения сепаратора, с помощью них проводится измерение дебита сырой нефти и свободного нефтяного газа в составе ГЖС без разделения двухфазного потока на жидкую и газовую фазы.

В данной статье уделено внимание применению МКР в составе МФР и сепарационных установках.

Диаметр пузырьков газовой фазы в двухфазном потоке ГЖС внутри измерительных трубок МКР зависит от поверхностного натяжения, от внутреннего давления, а также от степени турбулентности (Рис.1).

Рис.1 – Модель двухфазного потока ГЖС.

Основная проблема применения МКР для многофазной среды заключается в том, что большинство МКР некорректно работает при наличии двухфазного потока (в жидкой среде — свобод­ного газа, в газовой среде – жидкости). При появлении свободного газа в жидкости (двухфазный поток) сначала резко увеличивается погрешность измерения массового расхода и плотности (до десятков процентов), а затем происходит полная остановка системы возбуждения МКР (Рис.2) из-за эффекта демпфирования (потеря жидкой фазой упругих свойств). Причиной этого являются объек­тивные ограничения аналоговой системы возбуждения, построенной по принципу петли усиления с положительной обратной связью.

Рис.2 – Нарастание ошибки измерения при увеличении газовой фазы в потоке жидкости.

Существуют разработки [2] МКР (Invensys) с цифровой системой возбуждения, обеспечивающей работоспособность МКР при наличии двухфазного потока, но погрешности измерения массового расхода и плотности при наличии двухфазного потока по-прежнему остались высокими (Рис.3 и Рис.4).

На графиках влияния свободной газовой фазы в жидкостном потоке на погрешности измерения плотности и массового расхода с помощью МКР (Invensys) при различном влагосодержании (Рис.3 и Рис.4) видно, что при увеличении содержания газа от 0% до 50% погрешность измерения возрастает от 0% до 25-30%, что является неприемлемым согласно ГОСТ.Р.8.615. Также по графикам видно, что при различном влагосодержании сходимость погрешностей измерений плотности лучше, чем сходимость погрешностей измерений массового расхода.

Рис.3 – Влияние газовой фазы в жидкостном потоке на погрешность измерения плотности при различном влагосодержании.

 Рис.4 – Влияние газовой фазы в жидкостном потоке на погрешность измерения массового расхода при различном влагосодержании.

На базе МКР (Invensys) построен МФР NetOil&Gas [3], в котором применяются обучаемые нейронные сети для коррекции погрешностей измерений массового расхода и плотности при наличии двухфазного потока. Нейронные сети обучаются на базе эмпирических данных.

Однако, из-за различного состава продукции скважины, в том числе вязкостей, плотностей нефти и газа, состава нефти и попутного нефтяного газа, состава солей и механических примесей, количество таких эмпирических данных стремится к бесконечности. Также, самое главное, для обучения нейронной сети вычислителя бессепарационного средства измерения (далее – БСИ) «правильному» расходу массы жидкости или газа в составе двухфазного потока необходимо достоверно знать с требуемой точностью, какой массовый расход жидкости и газа в данный момент проходит через БСИ. Таким образом, чтобы обучить нейронную сеть БСИ «правильным» расходу массы, плотности жидкости или газа в составе двухфазного потока и снизить погрешность измерения, требуется либо еще одна измерительная установка и месяцы совместной работы для обучения, либо множество моделей ГЖС, учитывающих многокомпонентный состав жидких и газообразных углеводородов, воды, солей и мех. примесей,  полученных в лабораторных условиях при широком диапазоне рабочих давлений и температур. В условиях, когда влагосодержание и газовый фактор добываемой сырой нефти варьируются от скважины к скважине, строго говоря, достоверность метрологических характеристик должна исследоваться применительно к каждой скважине и каждой модели БСИ.

Максимально допустимое содержание свободной газовой фазы в жидкостном потоке МФР NetOil&Gas [3] составляет 50% при расходе 0.5*Qном, а при расходе Qном допустимое содержание газовой фазы стремится к нулю (Рис.5). Максимально допустимая плотность нефти МФР NetOil&Gas [3] – 870 кг/м3 при ст.у. Вязкость сырой нефти (жидкости) МФР NetOil&Gas – до 50 сП (до 57.47 сСт).

Рис.5 – Допустимое содержание газа (от 0% до 50%) в зависимости от расхода массы среды при измерении МФР NetOil&Gas при наличии двухфазного потока.

Таким образом, применение NetOil&Gas именно в качестве МФР возможно лишь в частных случаях при небольших плотностях и вязкостях сырой нефти в узком диапазоне расходов жидкости и при небольшом газовом факторе. В остальных случаях МФР NetOil&Gas требует предварительного сепарирования двухфазного потока на жидкую и газовую фазы. В статье [2] указано, что в состав измерительной установки кроме МФР NetOil&Gas включен сепаратор, предназначенный для расширения рабочего диапазона в сторону малых расходов и высокого содержания газовой фазы в составе потока ГЖС.

Для большинства МКР измерение двухфазного потока (жидкость + газ) является нештатной ситуацией. Допустимое содержание газа в двухфазном потоке зависит от вязкости, поверхностного натяжения и размеров пузырьков в ГЖС. И очень сильно этот параметр зависит от расхода: чем выше расход, тем ниже допустимое содержание газа в двухфазном потоке.

Для различных конструкций МКР разброс погрешностей измерений массового расхода и плотности уникальны. Однако, анализ опубликованных результатов показывает, что при измерении расхода многофазных сред кориолисовыми расходомерами погрешность измерений может достигать 200%. Характер и закономерность погрешностей обуславливается рядом факторов: размер пузырьков, размер частиц мех. примесей, плотность и вязкость жидкости, сила поверхностного натяжения, рабочее давление в МКР, степень турбулентности, величина расхода, резонансная частота расходомера, конструкция сенсора и его размер. Проблема значительного ухудшения точности в измерениях массового расхода и плотности многофазных сред кориолисовыми расходомерами показывает узкую применимость экспериментальных результатов и получаемых метрологических характеристик, поскольку вариации каждого из этих факторов должны обязательно учитываться [5].

В массовых расходомерах KROHNE Optimass, Invensys Foxboro (NetOil&Gas), Yokogawa Rotamass и других массомерах применяются технологии, с помощью которых осуществляется непрерывность и воспроизводимость измерений при вовлечении газовой фазы на небольшой промежуток времени. Эта технология оставляет МКР работоспособным, однако, заявленная точность измерений массового расхода и плотности уже не гарантируется. Такая технология полезна лишь для индикации нештатной ситуации, выход за пределы нормальной работы прибора (Рис.6).

Рис. 6 – Индикация массового расходомера KROHNE Optimass при вовлечении газа во время процесса измерения массового расхода и плотности жидкости

Таким образом, технологии контроля газовой фазы в жидкости не являются панацеей для применения в бессепарационном режиме. А погрешности могут в разы, десятки и даже сотни раз превышать значения, указанные в эксплуатационной документации МКР. Для обеспечения нормального режима работы МКР требуется предварительная сепарация газовой и жидкостной фаз из потока ГЖС.

Массовые расходомеры в сепарационных системах и установках

Сепарационные системы и установки – это устройства, в которых с помощью сепарационного аппарата предварительно проводится разделение двухфазного потока ГЖС на жидкую и газовую фазы, а затем выполняется измерение дебита сырой нефти (жидкая фаза) и свободного нефтяного газа (газовая фаза). В большинстве случаев для измерения массового расхода сырой нефти применяются массовые кориолисовые расходомеры (далее — МКР).

Для МКР наличие двухфазного потока является нештатной ситуацией и нежелательным выходом за пределы спецификации нормального режима работы МКР. Чтобы свести к минимуму или исключить наличие двухфазного потока через МКР применяются сепараторы (Рис.7).

Рис.7 – Сепарационная установка с сепаратором и системой измерения «СИДС.С» с применением МКР Emerson Micro Motion [7].

Система измерения «СИДС.С» в составе сепарационной установки с помощью применения МКР на измерительных линиях сырой нефти и свободного газа* согласно аттестованной методике выполнения измерений (далее – МВИ) реализует в автоматическом режиме:

• Учет остаточного окклюдированного газа, уносимого в линию измерения сырой нефти;
• Учет растворенного газа, уносимого в линию измерения сырой нефти;
• Учет капельной жидкости, уносимой в линию измерения свободного газа*;
• Измерение массового расхода и массы брутто и нетто сырой нефти;
• Измерение массы балласта (пластовая вода, мех. примеси);
• Измерение объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в р.у. с приведением к ст.у.  

_{*Примечание. На измерительной линии газа также может применяться объемный счетчик-расходомер газа. В таком случае учет капельной жидкости, уносимой в линию измерения свободного газа, выполняется иным способом по отдельной аттестованной методике измерений.} 

В зависимости от суточного дебита продукции нефтегазовой скважины, вязкости сырой нефти, давления и температуры среды и наличия сероводорода, применяются различные типы материалов и конструкции сепараторов (Рис.8).

Рис.8 – Примеры сепараторов для разных условий измерения.

Выводы

Итак, применение сепарационных аппаратов при измерении дебита продукции нефтяной скважины с помощью МКР является необходимым условием, так как сепараторы выполняют предварительное отделение газовой фазы из газожидкостного потока в рабочих условиях для обеспечения нормального режима работы МКР в широком диапазоне расходов измеряемой среды.

 Список источников:

1. Разработка и исследование системы метрологического обеспечения измерений и учёта попутного нефтяного газа (на примере ОАО «Саратовнефтегаз»). Руденко В. А.
2. Метод и промышленная установка для измерения многофазного потока на базе кориолисового расходомера. Лепехин А.Г., Крошкин А. Н., Черников А.В.
3. Описание типа СИ «Расходомеры многофазные NetOil&Gas».
4. Инструкция по эксплуатации Proline Promass F 300.
5. Измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока. Применение кориолисовых расходомеров в свете выхода ГОСТ Р 8.615-2005. В.Кравченко, М.Риккен.
6. MFC 400 Руководство по эксплуатации (Optimass).
7. Описание типа СИ «Системы измерения дебита скважин «СИДС.С».