RU2476827C1

RU2476827C1 - Flow measuring method of two-phase three-component medium

Info

Publication number: RU2476827C1
Application number: RU2011131389/28A
Authority: RU
Inventors: Владимир Иванович Косарев; Валерий Витальевич Добрынин; Виктор Вячеславович Кочнев; Олег Борисович Качалов; Николай Петрович Ямпурин; Ксения Юрьевна Плесовских
Original assignee: Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод им. П.И. Пландина" - ОАО "АПЗ"
Priority date: 2011-07-26
Filing date: 2011-07-26
Publication date: 2013-02-27
Also published as: RU2011131389A

Abstract

FIELD: measurement equipment.

SUBSTANCE: hydrodynamic investigations of an oil well are performed in three-five modes of stationary filtration. Bottom-hole pressure and flow rate of the oil well are measured in each steady-state filtration mode. Besides, flow rate of each component is measured by means of a measuring plant, and flow velocity, water content, gas saturation, pressure and temperature are fixed with sensors of multi-phase flow metre. Calibration of multi-phase flow metre is performed based on flow rate values of oil, water and oil gas, which are determined by means of the measuring plant. Synthesis of mathematical model is performed based on self-organisation models; oil, water and oil gas flow rate values determined by means of the measuring plant and values of sensors of multi-phase flow metre, which correspond to them, are used as calibration points. During normal well operation, the flow rate of oil, water and oil gas is determined based on self-organisation models; at that, input data is taken off sensors of multi-phase flow metre.

EFFECT: consideration of physical and chemical properties of oil, water and oil gas at measurement of flow rates of those components; therefore, improvement of measurement accuracy of multi-phase flow metre.

Description

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения расхода трехкомпонентного потока, в частности, в нефтедобывающей отрасли при контроле дебита нефтяных скважин.The invention relates to measuring technique and can be used to measure the flow rate of a three-component flow, in particular, in the oil industry while controlling the flow rate of oil wells.

Большинство измерительных устройств испытывается на средах-заменителях, в итоге метрологические организации, не имея стендов с реальными средами, проводят калибровочные работы, не учитывая физико-химические свойства нефтегазовой смеси, что приводит к существенному снижению точности измерения продукции нефтяной скважины в процессе ее нормальной эксплуатации.Most of the measuring devices are tested on substitute media, as a result, metrological organizations, without having stands with real media, carry out calibration work without taking into account the physicochemical properties of the oil and gas mixture, which leads to a significant decrease in the accuracy of measuring oil well production during normal operation.

Известен способ определения дебита нефтяных скважин, включающий зондирование потока акустическими импульсами, направленными от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником, измерение скорости движения потока, фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем и вычисление расхода компонентов на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды [1]. Однако данный способ приводит к существенным ошибкам при определении расхода двухфазной среды из-за неучета влияния растворенного в нефти и воде нефтяного газа при давлениях и температурах в измеряемом потоке.A known method for determining the flow rate of oil wells, including sensing the flow with acoustic pulses directed from the radiation source perpendicular to the axis of the pipeline, registering the pulses transmitted through the medium by the receiver located opposite the radiation source, measuring the speed of the flow, recording the transit time of the pulses through the controlled volume and calculating the flow rate of the components the basis of the laws of motion of a two-phase three-component medium [1]. However, this method leads to significant errors in determining the flow rate of a two-phase medium due to the neglect of the effect of oil gas dissolved in oil and water at pressures and temperatures in the measured flow.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающий калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и газа [2].Closest to the proposed solution is a method of measuring the flow rate of a two-phase three-component medium, including calibrating a multiphase flow meter, processing the results of calibration work, synthesizing a mathematical model of the movement of a two-phase three-component medium, determining the interval of flow rates of liquid and oil gas, in which there is an allowable error in calculating the flow rates of oil and water and gas [2].

Недостатком данного способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды является то, что при синтезе математической модели движения данной среды не учитываются физико-химические свойства компонентов продукции нефтяной скважины.The disadvantage of this method of measuring the flow rate of a two-phase three-component medium is that in the synthesis of a mathematical model of the motion of this medium, the physicochemical properties of the components of the oil well’s production are not taken into account.

Задачей предлагаемого технического решения является разработка такого способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, при реализации которого учитывались бы свойства нефти, воды и нефтяного газа.The objective of the proposed technical solution is to develop such a method for measuring the flow rate of a two-phase three-component medium, the implementation of which would take into account the properties of oil, water and oil gas.

Техническим результатом изобретения является учет физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа при измерении расходов этих компонентов.The technical result of the invention is to take into account the physicochemical properties of oil, water and oil gas when measuring the flow rates of these components.

Технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающем калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа, проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти стационарных режимах фильтрации, при этом измерение дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят с помощью измерительной установки, погрешность измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды которой не превышает допустимую погрешность при определении дебитов нефти, воды и нефтяного газа, а калибровку многофазного расходомера проводят на основе значений дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки, расчет дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят на основе моделей самоорганизации, а в качестве проверочных точек используют значения дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки и соответствующих им значений датчиков многофазного расходомера, а в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины дебит нефти, воды и нефтяного газа определяют на основе моделей самоорганизации, при этом входные данные снимаются с датчиком многофазного расходомера.The technical result is achieved by the fact that in the method for measuring the flow rate of a two-phase three-component medium, including calibrating a multiphase flow meter, processing the results of calibration work, synthesizing a mathematical model of the motion of a two-phase three-component medium, determining the interval of flow rates of liquid and oil gas, in which there is a permissible error in calculating oil flow rates, water and oil gas, conduct hydrodynamic studies of the oil well in three to five stationary filtration modes, while the flow rates of oil, water and oil gas are measured using a measuring device, the error in measuring the flow rate of a two-phase three-component medium does not exceed the permissible error in determining the flow rates of oil, water and oil gas, and the calibration of a multiphase flow meter is carried out on the basis of the values of the flow rates of oil, water and oil gas determined using a measuring installation, the calculation of the flow rates of oil, water and oil gas is carried out on the basis of self-organization models, and as the test points use the flow rates of oil, water and oil gas, determined using a measuring installation and the corresponding values of the sensors of a multiphase flow meter, and during normal operation of an oil well, the flow rate of oil, water and oil gas is determined on the basis of self-organization models, while the input data are taken with a multiphase sensor flow meter.

Способ реализуется следующим образом. Проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти режимах стационарной фильтрации. На каждом установившемся режиме фильтрации измеряют забойное давление и дебит нефтяной скважины. При этом расход каждой компоненты измеряют с помощью измерительной установки, а датчики многофазного расходомера фиксируют скорость потока, обводненность, газонасыщенность, давление, температуру.The method is implemented as follows. Hydrodynamic studies of an oil well are carried out in three to five stationary filtration modes. At each steady state filtration mode, the bottomhole pressure and oil flow rate are measured. In this case, the flow rate of each component is measured using a measuring device, and the sensors of a multiphase flow meter record the flow rate, water cut, gas saturation, pressure, temperature.

В качестве измерительной используют установки с погрешностью измерения 1-2%. К таким установкам относятся, например,Installations with a measurement error of 1-2% are used as a measurement. Such installations include, for example,

- установка непрерывного измерения сырой нефти и объема нефтяного газа УНИСН (погрешности измерения ±1%);- Installation of continuous measurement of crude oil and the volume of petroleum gas UNISN (measurement error ± 1%);

- многофазный расходомер AGAR MPFM-301/401 (погрешность измерения ±2%);- multiphase flowmeter AGAR MPFM-301/401 (measurement error ± 2%);

- расходомер Schlumberger, состоящий из двух главных элементов (трубки внутри и детектора гамма-излучения).- Schlumberger flowmeter, consisting of two main elements (the tube inside and the gamma radiation detector).

Математическую модель движения двухфазного трехкомпонентного потока в виде моделей самоорганизации синтезируют на основе данных калибровки многофазного расходомера, проведенной в заводских условиях. При этом, как правило, калибровка в заводских условиях проводится на средах-заменителях, которые по физико-химическим свойствам существенно отличаются от свойств реальных нефтей, газов и пластовой воды. Поэтому модель самоорганизации, полученная на средах-заменителях в процессе калибровочных работ в заводских условиях, будет давать существенные погрешности в промысловых условиях. Чтобы снизить погрешности данной модели самоорганизации и довести ее до уровня, требуемого национальным стандартом ГОСТ Р 8.615-2005, необходимо использовать следующую последовательность действий: данные калибровки в промысловых условиях во время проведения гидродинамических исследований нефтяной скважины используют в качестве проверочных точек при синтезе математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды.A mathematical model of the movement of a two-phase three-component flow in the form of self-organization models is synthesized on the basis of calibration data of a multiphase flow meter carried out in the factory. In this case, as a rule, calibration in the factory is carried out on substitute media, which in physical and chemical properties differ significantly from the properties of real oils, gases and produced water. Therefore, the self-organization model obtained on substitute media during the calibration work in the factory will give significant errors in the field. To reduce the errors of this model of self-organization and bring it to the level required by the national standard GOST R 8.615-2005, the following sequence of actions must be used: calibration data in the field during hydrodynamic studies of an oil well are used as test points in the synthesis of a mathematical model of two-phase motion ternary environment.

В работе [3] показано, что модели самоорганизации оптимальной сложности через три-четыре шага селекции восстанавливают ту зависимость, которой удовлетворяют проверочные точки. Обычно в теории самоорганизации лучшие модели i-го ряда передаются в i+1 как обучающие модели. В данной работе предлагается, прежде чем передавать лучшие модели в следующий ряд, улучшать их с помощью планирования эксперимента, используя точки проверочной последовательности. Это позволит существенно увеличить точность обучающей модели.It was shown in [3] that self-organization models of optimal complexity, after three or four selection steps, restore the dependence that the test points satisfy. Usually, in the theory of self-organization, the best models of the ith row are transferred to i + 1 as training models. In this paper, it is proposed, before transferring the best models to the next row, to improve them by planning the experiment, using points of the test sequence. This will significantly increase the accuracy of the training model.

В данном случае три-пять проверочных точек, снятых в промысловых условиях, дают возможность синтезировать математическую модель движения двухфазной трехкомпонентной среды с учетом физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа.In this case, three to five test points taken under field conditions make it possible to synthesize a mathematical model of the motion of a two-phase three-component medium taking into account the physicochemical properties of oil, water and oil gas.

Полученную математическую модель используют для расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины. При этом в качестве входных показателей используют показания датчиков многофазного расходомера. В случае использования для измерения покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины прибора «Ультрафлоу» входными данными являются показания датчиков доплеровского сдвига частоты, газонасыщенности, влажности, температуры и давления в контролируемом объеме.The resulting mathematical model is used to calculate the flow rates of oil, water and oil gas in the normal operation of an oil well. In this case, as input indicators use the readings of the sensors of a multiphase flow meter. If the Ultraflow instrument is used to measure the component flow rate of oil well production, the input data are the readings of Doppler shift sensors for frequency, gas saturation, humidity, temperature and pressure in a controlled volume.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность измерения многофазного расходомера за счет учета физико-химических свойств компонентов продукции скважины.The proposed technical solution allows to increase the accuracy of measuring a multiphase flow meter by taking into account the physicochemical properties of the components of the well production.

Кроме того, особенностью разработки нефтяных месторождений являются значительные изменения во времени состава и свойств добываемой продукции, обусловленные подключением в работу другого горизонта, подходом окисленной нефти из краевых частей складки, влиянием техногенного воздействия. И эти изменения в свойствах продукции нефтяной скважины требуют проведения новых калибровочных работ.In addition, a feature of the development of oil fields is significant changes in time of the composition and properties of the produced products, due to the connection of a different horizon, the approach of oxidized oil from the marginal parts of the fold, and the influence of anthropogenic impact. And these changes in the properties of oil well products require new calibration work.

Источники информацииInformation sources

1. Патент РФ №2138023 «Способ определения расхода компонентов многофазной среды. // Мельников В.И., Дробков В.П. - 1999.09.20.1. RF patent No. 2138023 “Method for determining the flow rate of components of a multiphase medium. // Melnikov V.I., Drobkov V.P. - 1999.09.20.

2. Письмаров М.Н. Расчет расхода трехкомпонентной среды при калибровке многофазного расходомера. Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых в 2-х т./ М.Н.Письмаров, К.Ю.Плесовских; под ред. А.А.Большакова. - Саратов: Саратовский государственный технический университет, 2009. - T.1. - 360 с. - С.110-112.2. Pismarov M.N. Calculation of the flow of a three-component medium during the calibration of a multiphase flow meter. Innovations and current problems of engineering and technology: materials of the All-Russian scientific and practical conference of young scientists in 2 volumes / M.N. Pismarov, K.Yu. Plesovskikh; under the editorship of A.A. Bolshakova. - Saratov: Saratov State Technical University, 2009. - T.1. - 360 p. - S. 110-112.

3. Базаев К.И. Восстановление зависимости по малому числу экспериментальных точек. // Современные информационные и телекоммуникационные технологии в образовании, науке и технике. V межрегиональная научно-практическая конференция. Арзамас 2008. - М.: СГА, 2008. - С.347-352.3. Bazaev K.I. Dependency recovery from a small number of experimental points. // Modern information and telecommunication technologies in education, science and technology. V interregional scientific and practical conference. Arzamas 2008.- M .: SGA, 2008.- P.347-352.

Claims

A method of measuring the flow rate of a two-phase three-component medium, including calibrating a multiphase flow meter, processing the results of calibration work, synthesizing a mathematical model of the movement of a two-phase three-component medium, determining the interval of liquid and oil gas, in which there is an allowable error in calculating the flow rates of oil, water and oil gas, characterized in that conduct hydrodynamic studies of the well at 3-5 stationary filtration modes, while measuring the flow rates of oil, water and oil gas prov They are measured using a measuring device, the error of measuring the flow rate of a two-phase three-component medium which does not exceed the permissible error in determining the flow rates of oil, water and oil gas, and the calibration of a multiphase flow meter is carried out on the basis of the flow rates of oil, water and oil gas determined using the measuring installation, synthesis mathematical models are carried out on the basis of self-organization models, as check points use the flow rates of oil, water and oil gas, determined using the measuring installation and the corresponding values of the sensors of the multiphase flow meter, and during normal well operation, the production rate of oil, water and oil gas is determined on the basis of self-organization models, while the input data are taken from the sensors of the multiphase flow meter.