Специалисты «АЭРОГАЗ» и «ЯРГЕО» успешно завершили испытания интеллектуального блока «Замер-­Скважина»

Салават ИМАЕВ, к. ф.­м. н. генеральный директор ООО «АЭРОГАЗ»

Михаил Курганский, начальник производственного отдела по добыче и подготовке нефти, поддержания пластового давления ООО «ЯРГЕО»

 

Целью опытно­-промышленных испытаний являлось подтверждение точности измерений, проводимых интеллектуальным блоком «Замер-­Скважина» на нефтяных скважинах, имеющих высокий газовый фактор. Показания мобильного блока, призванного заменить дорогостоящие и сложные в обслуживании мобильные комплексы, основанные на использовании изотопных мультифазных расходомеров, показали полное соответствие заявленной точности.

 

В условиях ужесточения государственного контроля разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений на первый план выходит задача точного замера дебита скважин на устьях скважин.


В настоящее время основные способы замера дебита скважин – сепарационный метод и метод мультифазного замера дебита, основанный на использовании изотопных мультифазных расходомеров. Оба метода имеют как свои преимущества, так и недостатки. Так, сравнительные замеры дебитов нефтяных скважин, проведенные ведущими нефтяными компаниями, показали, что мультифазные расходомеры позволяют с высокой точностью измерять дебиты жидкости из скважин в широком диапазоне параметров работы скважин, однако для нефтяных скважин с высоким газовым фактором погрешность в измерении расхода газа может достигать и даже превышать 10 %. В свою очередь, сепарационный метод, благодаря измерению расхода газа и жидкости раздельными расходомерами, демонстрирует высокую точность измерения дебитов скважин, но только при условии обеспечения высокой эффективности сепарации газа от жидкости. Однако из-за невозможности установки сепараторов большого объема на мобильные шасси на скважинах с высоким дебитом газа это условие не выполняется.

 

Мобильный блок ИБЗС


Для решения проблемы замера дебитов скважин в мобильных комплексах специалисты компании «АЭРОГАЗ» разработали собственное технологическое решение. Интеллектуальный блок «Замер-Скважина» (ИБЗС) – это мобильная установка измерения дебита скважин с использованием внутритрубных сепараторов. Основной принцип ее действия – сепарационный метод измерения дебита скважины, но в отличие от обычных емкостных сепараторов в ИБЗС используются компактные внутритрубные сепараторы.


Интеллектуальные блоки «Замер-Скважина» в автоматическом режиме измеряют массовый расход сырой нефти, сырой нефти без учета воды, а также объемный расход попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Эти данные установка при необходимости может передавать на верхний уровень автоматизированной системы управления технологическим процессом в системах герметизированного сбора нефти и попутного газа нефтяных промыслов.


Ключевая идея внутритрубных сепараторов – использование центробежных сил в аксиальном циклоне. Газожидкостная смесь закручивается в тангенциальном или лопаточном завихрителе, установленном на входе в устройство, и направляется в цилиндрический канал, в котором жидкость сепарируется на стенки канала. В итоге на стенках формируется пленка жидкости, а в приосевой зоне – поток очищенного газа. На выходе из канала расположена разделительная секция, в которой поток разделяется на газовый и жидкостный. При этом важно отметить, что все элементы сепаратора смонтированы внутри трубопровода.


Внутритрубные сепараторы производства ООО «АЭРОГАЗ» – уникальные по удобству эксплуатации устройства. Отсутствие фундамента, компактность и широкий диапазон параметров обеспечили им широкое применение в промышленности для решения задач, связанных с разделением двухфазных потоков.


NGS3(40)vn20_рис. 1.jpg

 



NGS3(40)vn20_рис. 2.jpg




Схема работы ИБЗС


Принцип работы интеллектуального блока «Замер-Скважина» основан на измерении расходомерами-счетчиками параметров жидкой и газовой фазы потока продукции нефтяной скважины. При этом поток разделяется на газовую и жидкую фазу в две стадии.


Сначала газожидкостный поток из скважины поступает в первый внутритрубный сепаратор, в котором разделяется на газ и жидкость. На этом этапе в жидкой фазе может содержаться небольшое количество газа (порядка 10 % от общего потока газа, поступающего на вход внутритрубного сепаратора). Затем жидкость из первого сепаратора направляется во второй внутритрубный сепаратор, а оттуда – в кориолисовый расходомер и далее во влагомер, который регистрирует текущее содержание воды в жидкости. Газ из первого внутритрубного сепаратора смешивается с газом из второго и подается в вихревой расходомер. На выходе блока газ и жидкость смешиваются и газожидкостная смесь направляется в шлейф скважины.


Помимо технологического оборудования, блок ИБЗС включает средства измерения – они формируют сигналы от приборов КИП в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в систему управления.


Основные преимущества ИБЗС перед стандартной автоматизированной групповой замерной установкой (АГЗУ) – компактность и возможность надежного замера дебита скважин с высоким газовым фактором (1000 ст. м3/т и более).
Как показывает многолетний опыт использования стандартных АГЗУ на скважинах с высоким газовым фактором, емкостные сепараторы не позволяют обеспечивать качественное разделение газожидкостного потока из-за существенного уноса капельной жидкости с газом из сепаратора – в отличие
от внутритрубных сепараторов.


NGS3(40)vn20_рис. 3.jpg



Программное обеспечение ИБЗС


Система обработки информации представлена шкафом с расположенными в нем программируемым логическим контроллером (ПЛК) и панелью оператора. ПЛК решает основные задачи автоматизированного управления. А панель оператора позволяет визуально контролировать состояние, просматривать данные и подавать управляющие воздействия к ПЛК.


В ПЛК используется комплекс программного обеспечения. Он отвечает за измерительные функции установки, обеспечивает безопасный режим эксплуатации технологического оборудования, а также управляет установкой и мониторит ее параметры.


В число ключевых компонентов программного комплекса входят:


- система обработки информации (СОИ), чья функция – обработка входных сигналов и управление КИПиА установок, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти;


- ПО панели оператора – просмотр и изменение параметров, настроек и прочей информации СОИ, подача управляющих команд ПЛК.


Важно отметить, что ПО рассчитано на круглосуточную непрерывную работу и поддерживает автономный режим, а его метрологические характеристики подразумевают эксплуатацию в суровых климатических условиях.


Далее рассмотрим подробнее эксплуатационные параметры установки и ее программного обеспечения.

 

Характеристики блока ИБЗС


Основные характеристики интеллектуального блока «Замер-Скважина» таковы:


Диапазон измерений среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти без газа – до 1 500 т/сутки.


Диапазон измерений среднего объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, – до 1500 000 м3/сутки.


Допускаемая относительная погрешность измерений – 2,5 % (массовый расход сырой нефти), 6 % (массовый расход сырой нефти без учета воды при содержании воды 0–70 %), 5 % (объемный расход свободного нефтяного газа).


Температура района установки – от -60 °С до +50 °С.

Давление измеряемой среды – от 0,2 до 16,0 МПа.

Температура измеряемой среды – от +1 °С до +90 °С.

Газовый фактор (максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях) – 2500 ст. м3/т.

 

Опытно-промысловые испытания блока ИБЗС


Опытно-промышленные испытания блока ИБЗС проходили на скважинах Ярудейского месторождения в марте и апреле 2020 года.


В ходе испытаний специалисты убедились, что мобильный блок ИБЗС обеспечивает стабильное измерение дебитов скважин в широком диапазоне расходов нефти и газа. Средняя арифметическая погрешность по всем измерениям составила для расходов скважинной жидкости 2,3 %, для расходов попутного газа – 3,6 %. При этом максимальный газовый фактор на скважинах достигал 1200 ст. м3 на тонну нефти.


Сравнительные замеры проводились с помощью интеллектуального блока «Замер-Скважина» и стандартными АГЗУ, причем для релевантности эксперимента обе измерительные установки работали на одних и тех же скважинах и при одинаковых параметрах их работы. Кроме того, на одной из скважин дополнительно замерялись дебиты тремя независимыми измерительными комплексами: ИБЗС, АГЗУ и мобильным комплекcом, использующим изотопный мультифазный расходомер. Далее рассмотрим результаты этих измерений.


При проведении ОПИ были задействованы четыре скважины. В таблице 1 номерам от 1 до 4 соответствуют скважины со значениями газового фактора 173, 1130, 310, 907 ст. м3/т соответственно. В таблице приведены дебиты скважин по жидкой (т/сут.) и газовой фазе (тыс. ст. м3/сут.), замеренные при помощи ИБЗС и стационарных аттестованных АГЗУ. Первый из этих показателей показывает хорошую сходимость результатов измерений ИБЗС и АГЗУ на всех четырех скважинах. Аналогичная картина наблюдается и для значений параметра расхода жидкости.


NGS3(40)vn20_табл. 1.jpg
  

Кроме того, поскольку в данном случае приоритетны относительные, а не абсолютные величины, в следующей таблице 2 представлены относительные отклонения в измерениях расходов газа и жидкости.

 

NGS3(40)vn20_табл. 2.jpg

Далее перейдем к анализу полученных экспериментальных данных.

 

Анализ результатов измерений


Сравнение относительной погрешности измерений, проведенных на стационарных аттестованных АГЗУ и с использованием интеллектуального блока «Замер-Скважина», дает основание сделать вывод, что две серии экспериментальных данных очень хорошо согласуются. Средняя арифметическая погрешность по всем измерениям составила для расходов скважинной жидкости – 2,3 %, для расходов попутного газа – 3,6 %.


Измерения, проведенные с помощью мобильного комплекcа, использующего изотопный мультифазный расходомер, продемонстрировали, что показания мобильного комплекcа, использующего изотопный мультифазный расходомер, отличаются от показаний ИБЗС на 5 % по расходу скважинной жидкости и на 10,7 % по расходу газа. При этом показания ИБЗС и АГЗУ по расходу газа совпали.


Отличия показаний мобильного комплекса, использующего изотопный мультифазный расходомер, и ИБЗС по расходу газа обусловлены увеличенной погрешностью измерений комплекса, использующего изотопный мультифазный расходомер, при измерениях на скважинах с большим газовым фактором. В условиях больших газовых факторов, как показали независимые измерения, проведенные специалистами ведущих мировых нефтегазовых компаний (BP, Norsk Hydro, ConocoPhillips, Total и др.) с участием сотрудников Roxar, погрешность прибора при измерении расхода газа составляет 10 %. Причем в отчете Норвежского общества по нефтегазовым измерениям отмечается, что погрешность изотопного мультифазного расходомера достигает 10 % именно для показаний дебита газа, что и подтверждено проведенными измерениями на Ярудейском месторождении.


По итогам экспериментальных исследований специалисты «АЭРОГАЗ» подтвердили полное соответствие точности разработанного интеллектуального блока требованиям, заявленным в программе опытно-промышленных испытаний.


NGS3(40)vn20_Аэрогаз_логотип.jpg

 

ООО «АЭРОГАЗ»

143026, г. Москва, территория Инновационного центра

«Сколково», Большой бульвар, 42, стр. 1, ч. пом. 338

Тел.: +7 499 653 93 90

E­mail: info@aerogas.ru

www.aerogas.ru

 

28.08.2020

 


Журнал «Нефть и газ Сибири» 3(40)2020

Читайте также

Новостная рассылка

Каждую неделю только самые важные и интересные новости