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

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Измерения многофазных потоков. Методические указания

Издание официальное

Москва Российский институт стандартизации 2023

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. № 162-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТР 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: inf@gazprom335.ru 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)

© Оформление. ФГБУ «Институт стандартизации», 2023

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины, определения и сокращения

• 4 Общие положения

• 5 Методы измерения

• 6 Метрологическое обеспечение

• 7 Применение многофазных расходомеров

• 8 Особые условия

Библиография

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.

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

Срок действия — с 2023—06—30 до 2026—06—30

• 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.

Издание официальное

• 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

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 (L_B = 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 (L_s = 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.

Разделенный поток

Дисперсный поток

Рисунок 1 — Режимы дисперсного потока

Пузырьковый

Рисунок 2 — Примеры дисперсного потока

Сглаженный

Рисунок 3 — Примеры разделенных потоков

Вспененный

Пробковый

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.

Средняя скорость жидкой фазы, м/с

100

Пузырьковый Пробковый Вспененный

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 V_SGAs — скорость газа, как если бы газ протекал в трубе без жидкостей, другими словами, объемный расход газа Q_v при рабочей температуре и давлении, деленный на общую площадь поперечного сечения трубы A_Pjpe. Для средней скорости жидкости можно получить то же самое с результатами, приведенными в формулах (1)—(4). Показатели A_Gas и A_Ljqujd являются долями площади поперечного сечения трубы, занимаемыми газом и жидкостью соответственно, как если бы они были разделены, а показатели V_Gas и V_Ljqujd являются фактическими скоростями газа и жидкости при линейном давлении и температуре.

Долю жидкости h_Ljqujd, заполняющей трубу, рассчитывают по формуле

а _ A/jqujci

^Л Liquid- “7 > (1)

^MPipe

где A_Ljqujd — общая площадь поперечного сечения трубы, занимаемая жидкостью, м²;

Apjpe — общая площадь поперечного сечения трубы, м².

Долю газа (пустот) ^Q_as, заполняющего трубу, рассчитывают по формуле где A_Gas — общая площадь поперечного сечения трубы, занимаемая газом, м²;

Apjpe — общая площадь поперечного сечения трубы, м².

Скорость газа при протекании по трубе без жидкости V_{s Gas}, м/с, рассчитывают по формуле

\/ _ ®Gas _ ®Gas Aq_3S .. ,

^vS,Gas ~ ----- "7---7----= ^vGas ’ ^AGas> (

^Pipe ^Gas ^Pipe

где V_Gas — скорость газа при линейном давлении и температуре, м/с;

^Gas — объемный расход газа, м³/мин;

X_Gas — доля газа (пустот), заполняющего трубу.

Скорость при протекании по трубе без жидкости V_SLjqujd, м/с, рассчитывают по формуле

./ ^Liquid ^Liquid ^Liquid

^VS,Liquid Т Т Т ^vLiquid '*■ Liquid’ (4)

Apipe ^Liquid ^Pipe

где V_Uquid — скорость жидкости при линейном давлении и температуре, м/с;

^Liquid — объемный расход жидкости, м³/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 (H₂S), двуокись углерода (СО₂) и инертные газы, такие как азот (N₂), 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

Окончание таблицы 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 (NaCI), хлорида кальция (СаС1₂) и хлорида калия (KCI), 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;

• - H₂S, общее количество серы и содержание СО₂ 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, 10

Расход газа в рабочих условиях, м³/сут

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

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.

• 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.

Поток сырого газа

Рисунок 10 — Концепция частичной сепарации многофазного потока

• 5.2.2 В случае применения однофазного расходомера после частичного сепаратора без использования корреляции/коррекции следует учесть дополнительную погрешность измерения, с помощью которой оценивают эффективность частичной сепарации.

• 5.2.3 Для повышения качества измерений многофазных потоков совместно с перечисленными выше методами физических измерений следует использовать методы виртуальных измерений, а именно:

• - интерполяционный метод (метод связывания реакции одного или нескольких датчиков с известными параметрами потока, такими как композиция, скорость и т. д.);

• - использование виртуального расходомера (процесс моделирования потока, который использует такие измерения, как забойные и дроссельные давления и температуры и т. д., для достижения приемлемых оценок расхода нефти, газа и воды);

• - узловой анализ (методология, которая является разновидностью виртуальной расходометрии).

• 6 Метрологическое обеспечение

  • 6.1 Неопределенности

    • 6.1.1 Неопределенность измерений показателей восходящего потока необходимо рассматривать с самого начала производства и на протяжении всего срока эксплуатации месторождения, от устья скважины по линиям потока до точки, в которой происходит разделение. Общую неопределенность измерений в системе подводной добычи или значение каждого участвующего элемента не всегда возможно оценить количественно, поэтому следует определить и рассмотреть первичные источники неопределенности измерений.

    • 6.1.2 Неопределенность в измерении потока возникает из-за изменчивости (или неопределенности) в одном или нескольких факторах, например режиме процесса, свойствах флюида, режиме потока, скорости потока, приборах и качестве модели измерения. МФР измеряют необработанные флюиды с двумя или более фазами одновременно, тем самым увеличивая сложность уравнений и модели измерения. Эта модель чувствительна к относительным пропорциям каждой фазы, к свойствам флюида (в частности, плотности флюида) и режиму потока.

    • 6.1.3 Воздействие этих изменяющихся факторов на неопределенность измерений характеристик каждой фазы значительно возрастает по мере того, как водожидкостный фактор, объемная доля газа и многофазный расход приближаются к границам диапазонов измерения. Кроме того, неопределенности МФР больше, чем у однофазных расходомеров, используемых для правильно разделенных потоков. В многофазных режимах потока может присутствовать эффект скольжения, что приводит к увеличению неопределенности измерения, по сравнению с вышеупомянутыми однофазными расходомерами. Допустимые измерения и неопределенности достижимы в основных областях применения путем тщательного выбора технического средства на основе анализа неопределенности и чувствительности для прогнозируемой выработки. Регулярное техническое обслуживание, калибровка и обновление конфигурации расходомера в соответствии с фактическими свойствами и производительностью флюида в равной степени способствуют минимизации неопределенности измерений в процессе эксплуатации.

  • 6.2 Концепции и источники неопределенности

    • 6.2.1 Тема неопределенности имеет большое значение для понимания измерения характеристик многофазного потока и потока сырого газа. Неопределенность датчиков и других входов с несимметричными распределениями неопределенностей, зависимость между входами и смещениями распространяется через функциональную связь с выходом. Для определения повторяемости, неопределенности и воспроизводимости следует руководствоваться ГОСТ 34100.3.

    • 6.2.2 В качестве практической альтернативы способам оценки неопределенности, описанным в ГОСТ 34100.3, используют метод Монте-Карло, который может применяться как независимая верификация неопределенности. Основным преимуществом метода Монте-Карло является устранение необходимости детального математического или количественного анализа чувствительности как независимого средства проверки обычных методов определения неопределенности.

    • 6.2.3 Источники неопределенности следует разделить на три категории: измерительная установка для многофазных измерений, условия потока и операционные факторы. Также при рассмотрении этих категорий необходимо учесть тот факт, что они взаимосвязаны и влияют друг на друга.

    • 6.2.4 МФР состоит из ряда отдельных датчиков и преобразователей, показания которых будут непосредственно влиять на общую неопределенность измерения. Поэтому в документах на расходомер следует подробно описать диапазон измерений, предельные условия использования и неопределенности измерений датчиков, входящих в состав расходомера.

    • 6.2.5 Еще одной составляющей МФР является математическая модель, используемая для преобразования измеренных величин в данные, характеризующие параметры потока: водожидкостный фактор и газовый фактор. Также эта модель должна учитывать, как изменение параметров потока в диапазоне ожидаемых условий эксплуатации (объемная доля газа, скорость потока и др.) влияет на неопределенности измерений, применяемых в составе датчиков.

    • 6.2.6 В процессе оценки неопределенности измерений, вносимой МФР, следует обратить внимание на конструкцию трубопровода в непосредственной близости от МФР, так как изгибы, сужения/ расширения, ответвления и прочие конструктивные элементы трубопровода вносят вклад в суммарную неопределенность измерений.

    • 6.2.7 В связи с тем, что в процессе эксплуатации условия потока могут изменяться и, соответственно, вносить неопределенность в измерения, поставщику расходомера следует обеспечить:

• - точное определение текущего режима потока;

• - формирование требований к месту установки МФР с целью обеспечения режима потока, параметры которого могут быть измерены с требуемой точностью;

• - использование такой конструкции МФР, которая бы обеспечивала измерение с требуемой точностью вне зависимости от изменений условий потока.

• 6.2.8 Под операционными факторами понимается преобразование параметров потока, измеренных в рабочих условиях, в параметры при стандартных условиях. С этой целью применяют зависимость «давление—объем—температура» и анализ уравнений состояния флюида. Эти методы представляют собой математические модели изменения таких параметров флюида, как давление и температура, а любые математические модели несут в себе неопределенность. Таким образом, неопределенность модели зависимости «давление—объем—температура» или уравнений состояния флюида добавляется к неопределенности измеренных объемов и свойств. Уровень неопределенности в этом случае может быть значительным. В случаях, когда речь идет об измерениях параметров флюида при температуре и давлении, при которых могут происходить фазовые переходы, изменения фазы следует включать в модели зависимости «давление—объем—температура» или уравнений состояния флюида.

• 6.2.9 Анализ проб флюида, выполняемый для получения максимально качественных моделей зависимости «давление—объем—температура» или уравнений состояния флюида, также является источником неопределенности измерений и его следует учитывать.

• 6.3 Методы измерения многофазного потока

  • 6.3.1 Один из аналитических методов измерения многофазного потока, описывающих физические процессы, — метод дуальных энергий расчета фазовой фракции. Этот метод построен на уравнениях ослабления интенсивности гамма-лучей, для которых может быть написана функция плотности вероятности для ядерных процессов.

  • 6.3.2 Метод, который не базируется на аналитических принципах и который зависит только от результатов наблюдения в соответствии с определенным набором условий, например испытания потока на проливном стенде, называется наблюдательной моделью.

• 6.4 Факторы, влияющие на неопределенность

  • 6.4.1 В таблице 2 перечислены некоторые факторы, влияющие на неопределенность измерений, которые следует учитывать при прогнозировании точности измерений МФР.

Таблица 2 — Факторы, влияющие на неопределенность измерений

Окончание таблицы 2

• 6.5 Графические представления неопределенности многофазных измерений

  • 6.5.1 График эталонных скоростей по сравнению с измеренными скоростями, показанный на рисунке 11, представляет неопределенность МФР в диапазоне скоростей потока газа и жидкости. Поскольку в этой форме (двойной логарифмической шкале) карты потока диагональные линии представляют собой константу объемной доли газа, этот график показывает, насколько хороши оценки в диапазоне показателя объемной доли газа. Если охват измеренных и эталонных скоростей будет достаточно распределен по диапазону ожидаемых скоростей, то данные векторной диаграммы могут дать четкое представление о неопределенности скорости потока расходомера. Следует отметить, что как диапазон эксплуатации расходомера, так и данные измерений на карте потока служат только в качестве иллюстраций графической методологии и не представляют того, что следует ожидать от любого расходомера.

Рисунок 11 — Векторная диаграмма карты потоков оценки неопределенности

• 6.5.2 График эталонных значений по сравнению с измеренными значениями водожидкостного фактора и объемной доли газа, показанных на рисунке 12, дает представление неопределенности расходомера в диапазоне этих параметров. Если охват измеренных и эталонных данных достаточно распределен по диапазону ожидаемых показателей водожидкостного фактора и объемной доли газа, график может дать четкое представление об эффективности вычисления неопределенности расходомера по этим двум параметрам. Диапазон эксплуатации расходомера и данные измерений на карте композиции служат только в качестве иллюстрации графической методологии и не представляют того, что следует ожидать от любого расходомера.

Обводненность, %

Рисунок 12 — Векторная диаграмма карты композиции для оценки неопределенности

• 6.5.3 Другим методом представления неопределенности является изображение ключевых измерений: скорости газа, скорости жидкости, показателей водожидкостного фактора, объемной доли газа, по отношению к показателю водожидкостного фактора либо объемной доли газа в диапазоне от 0 % до 100 %. На рисунке 13 представлен пример, показывающий погрешность измерения расхода газа относительно показателя объемной доли газа. Данные, представленные на рисунке 13, служат только в качестве иллюстрации графической методологии и не представляют того, что следует ожидать от любого расходомера.

Объемные доли газа, %

Общее количество контрольных точек - 109

Рисунок 13 — График отклонения от эталона измеряемой скорости потока газа

• 6.6 Метрологическое обеспечение

  • 6.6.1 Характеристики МФР, погрешности и неопределенности измерений рекомендуется принимать с учетом [3].

  • 6.6.2 МФР должен пройти с положительными результатами испытания в целях утверждения типа СИ согласно [4] и [5].

  • 6.6.3 Испытания МФР в целях утверждения типа СИ проводят на проливном стенде, в качестве которого выступает первичный или рабочий эталон газожидкостных смесей согласно ГОСТ 8.637.

  • 6.6.4 МФР должен быть поверен в соответствии с утвержденной при испытаниях его типа методикой поверки с применением аттестованных эталонов газожидкостных смесей в соответствии с ГОСТ 8.637.

• 6.7 Проверки во время эксплуатации

  • 6.7.1 Во время эксплуатации МФР необходимо выполнять следующие проверки:

• - анализ диагностической информации, собираемой и передаваемой электронным оборудованием МФР;

• - сравнение измеренных МФР величин с данными, полученными от других средств измерения (датчики давления и температуры, стоящие до и после контролируемого расходомера, другие расходомеры, установленные дальше по направлению потока).

• 6.7.2 Эксплуатирующей организацией на базе документации изготовителя следует разработать план действий при нештатной работе МФР.

• 7 Применение многофазных расходомеров

  • 7.1 Выбор многофазного расходомера

    • 7.1.1 Потенциальному пользователю следует предусмотреть, в каком диапазоне условий расходомер будет работать в точке измерения в течение срока службы МФР.

    • 7.1.2 Основываясь на прогнозе ожидаемого объема добычи, пользователь должен попытаться предсказать режимы потока, которые могут появиться в течение срока службы скважины.

    • 7.1.3 Следующие свойства среды, влияющие на показания расходомера, необходимо идентифицировать и количественно определить в реальных условиях:

• - соленость воды;

• - плотность нефти (плотность сырой нефти);

• - вязкость жидкости;

• - плотность газа (относительная плотность);

• - удельная масса газа, включая неуглеводородные газы (например, H₂S, СО₂);

• - другие составляющие потока, например химические добавки, такие как МеОН;

• - объем выносимого песка.

• 7.1.4 Перед началом эксплуатации МФР пользователю следует определить виды отборов проб флюидов, необходимых для поддержания заданной точности средства измерения, расчетной частоты отбора проб, а также виды информации, которые необходимо получить из образцов этих проб.

• 7.1.5 Пользователю следует определить химические компоненты и их концентрацию в производственном потоке в течение всего срока эксплуатации месторождения, чтобы сформулировать требования к материалам, применяемым для изготовления корпуса средства измерения и его частей, контактирующих с измеряемой средой.

• 7.1.6 Пользователю следует согласовать с поставщиком МФР чувствительность расходомера к изменениям свойств флюида в течение срока службы.

• 7.1.7 Пользователю следует обеспечить поставщика МФР информацией о свойствах флюида, необходимой для конфигурации расходомера, которую необходимо получить из анализа зависимости «давление—объем—температура» пластовых флюидов.

• 7.1.8 Пользователю следует сформировать требования к конструкции МФР в части накопления отложений (воск, окалины, асфальтены и т. д.) и воздействия выносимого из скважины песка, а поставщику необходимо описать в документации, каким образом будет обеспечена работоспособность МФР в том или ином случае.

• 7.1.9 Требуемые значения неопределенности измерения расхода при ожидаемых объемах добычи и физико-химических свойствах флюидов необходимо установить в техническом задании на поставку МФР

• 7.2 Параметры многофазного расходомера

  • 7.2.1 При содействии пользователя поставщику должны предоставить анализ, показывающий, какие параметры расходомера обеспечивают измерения требуемого качества в течение ожидаемого срока службы, включая вес и размеры (измерительный диаметр и т. п.).

  • 7.2.2 Для расчета общей неопределенности измерений пользователю следует предоставить данные по отложениям — тип, количество, продолжительность и т. д. Если расходомер будет использоваться в качестве оборудования для испытания скважины, он должен соответствовать профилям добычи всех испытываемых скважин.

  • 7.2.3 Фактические условия потока флюида могут сильно отличаться от тех, которые предусмотрены на этапе проектирования. В связи с этим необходимо описать влияние на результаты измерений МФР, работающего вне его диапазона эксплуатации.

• 7.3 Надежности и резервирование

  • 7.3.1 Пользователю следует рассмотреть вопрос надежности расходомера и надежности МФР в контексте критичности передаваемой информации, ожидаемого срока службы, сложности ремонта и т. д. Также необходимо установить вероятные механизмы отказа.

  • 7.3.2 В некоторых случаях резервирование компонентов МФР является достаточным способом обеспечения соответствующего уровня надежности оборудования. Пользователю следует определить,

какая степень резервирования требуется для достижения желаемого уровня надежности. Поставщику МФР следует четко указывать доступные варианты резервирования, например резервирование каналов связи, резервирование средств измерения, резервирование электронных компонентов.

• 7.4 Выбор места установки расходомера

  • 7.4.1 Пользователю необходимо учитывать свойства среды, в которой будет установлено выбранное средство измерения. Ожидаемый результат воздействия каждого условия установки на компоненты расходомера следует проанализировать и описать.

  • 7.4.2 Пользователю следует учитывать, будут ли другие устройства, расположенные перед или после расходомера, которые могут создавать помехи для измерения.

  • 7.4.3 МФР должен располагаться так, чтобы все флюиды двигались только в направлении основного потока в измерительной секции МФР без образования обратного течения или застойных точек.

  • 7.4.4 Для выбора местоположения расходомера пользователю следует определить колебания давления и температуры как часть диапазона эксплуатации, чтобы поставщик смог учесть влияние этих колебаний на измерительную способность расходомера и долгосрочную надежность.

  • 7.4.5 Датчики давления и температуры должны быть либо встроены в расходомер, либо расположены достаточно близко к расходомеру, чтобы они измеряли то же давление и температуру, что и внутри расходомера. В документации поставщика следует определить то, как ПО МФР обрабатывает переход от фактических условий к стандартным.

  • 7.4.6 Пользователю необходимо идентифицировать различные режимы многофазного потока, которые могут меняться в течение всего срока службы МФР, а поставщику следует описать, как расходомер будет реагировать на каждый режим, а также на переход от одного режима к другому. При проведении оценки следует учитывать динамику работы скважины.

  • 7.4.7 Поставщик должен предоставить требования к месту установки МФР на трубопровод. Пользователю следует учитывать возможное влияние на неопределенность измерений для каждого варианта установки.

  • 7.4.8 Пользователь, на основании ограничений по передаче электрической энергии, и поставщик МФР, на основании параметров подобранного оборудования, должны совместно определить номинальную и максимальную потребляемые МФР мощности электрической энергии.

  • 7.4.9 Пользователю следует указать количество и тип каналов связи, скорость передачи данных и необходимую степень резервирования. Также необходимо сформировать требования по защите метрологически значимого ПО [4].

• 7.5 Заводские приемочные испытания

  • 7.5.1 Перед отправкой МФР с завода-изготовителя необходимо провести заводские приемочные испытания. Цель этих испытаний — проверить соответствие собранного МФР всем заявленным требованиям и его готовность к проведению комплексных испытаний.

  • 7.5.2 На заводских приемочных испытаниях, как правило, полностью проверяют все функциональные возможности приборов, работу электронного оборудования МФР и связь с сервисным компьютером, включая испытание как программного, так и аппаратного обеспечения. Данные испытания включают (но не ограничиваются):

• - визуальный осмотр оборудования;

• - испытание при включении всей системы;

• - индивидуальную приборную диагностику;

• - проверку пользовательского интерфейса, качество передачи данных.

• 7.6 Испытание на проливном стенде

  • 7.6.1 Испытание МФР на проливном стенде проводят с целью подтверждения производительность средства измерения и качества измерений. Такие испытания являются обычным средством проверки функциональности и надежности инструментов, ПО, алгоритмов в условиях, приближенных к рабочим. Ключевым фактором при выборе проливного стенда является его пригодность и способность создавать соответствующие условия потока для предполагаемого применения.

  • 7.6.2 Во время испытаний на проливном стенде пользователю следует подобрать типы флюидов, которые имитируют ожидаемые на месторождении, например необработанную нефть, газовый конденсат и т. д., и их свойства (плотность, вязкость и др.). На практике испытания расходомера на проливном 20

стенде могут также включать в себя испытание на «инертной» жидкости — стабилизированной сырой нефти, керосине, азоте и т. д., что обеспечивает лучшее испытание измерения расходомером динамики потока и чувствительности датчиков, чем это возможно гарантировать с помощью флюидов, где существует вероятность изменения фаз.

• 7.6.3 Практически невозможно во время испытаний имитировать условия, аналогичные реальным условиям эксплуатации, поэтому испытание на проливном стенде предполагает наличие определенных компромиссов и допущений. По возможности программа испытаний должна охватывать диапазон условий потока, ожидаемых в условиях месторождения. Однако на практике ограничения возникают из-за рабочего диапазона как средства измерения, так и испытательного объекта (с установленным средством измерения).

• 7.7 Периодические проверки на объекте эксплуатации

  • 7.7.1 С целью обеспечения отказоустойчивости средств измерения необходимо разработать план периодических проверок аппаратных и программных средств. При этом проверки, входящие в этот план, следует периодически подвергать анализу на предмет достаточности и соответствия текущему состоянию оборудования.

  • 7.7.2 Диагностику рабочего состояния датчиков следует выполнять несколькими способами. Это может быть как автономная диагностика, так и сравнение с другим, например резервным датчиком.

  • 7.7.3 При проверке качества измерений МФР следует выполнять анализ измеренных значений, собираемых в течение нескольких месяцев или лет, на предмет отклонения от среднего арифметического наблюдаемых значений.

  • 7.7.4 В случае планового останова скважины необходимо выполнить проверку смещения нуля и, по возможности, калибровку датчиков.

• 7.8 Определение свойств флюида — отбор и анализ проб

  • 7.8.1 Для достижения наивысшего качества измерений МФР процесс первоначальной калибровки должен включать заполнение расходомера каждой из составляющих фаз и проведение измерений соответствующих параметров, таких как диэлектрические постоянные или коэффициенты затухания гамма-излучения. Затем эту информацию следует ввести в ПО расходомера. Большинство расходомеров работают лучше, если плотности и вязкости отдельных фаз учтены в ПО. Поэтому необходима хорошая модель зависимости «давление—объем—температура».

  • 7.8.2 В лабораторных условиях основной задачей является калибровка МФР в отношении свойств флюида. В условиях месторождения необходимо получить основные свойства флюида.

  • 7.8.3 В связи с тем, что вычисления физических свойств выполняют на основе анализа образцов, неудачная выборка образцов или их некачественный анализ увеличивают общую неопределенность измерения. Важно получить репрезентативные образцы флюида для сведения к минимуму общей неопределенности.

  • 7.8.4 Поскольку репрезентативная выборка в многофазном потоке затруднена, требуется соблюдение строгих процедур. Если следовать хорошо продуманной процедуре, выборка и автономный анализ соотношения вода/жидкость могут быть достаточно эффективным методом настройки МФР. Получение качественных образцов флюида следует выполнять следующими способами:

• - точка отбора проб должна находиться в вертикальной линии потока — наилучшее положение сразу после компонента трубопровода, обеспечивающего эффект смешивания;

• - следует проводить многократную последовательную выборку, позволяя каждому образцу полностью отделяться до измерения водожидкостного фактора. Для некоторых видов неочищенной сырой нефти это потребует использования деэмульгатора;

• - точка отбора проб должна быть близка к МФР. Приемлемый образец содержит все составляющие флюида, а временные рамки для сбора образцов следует выбирать таким образом, чтобы образцы были репрезентативными для жидких составляющих, проходящих через МФР в течение того же временного интервала;

• - если разница между наивысшим и наименьшим водожидкостным фактором полученных образцов больше, чем неопределенность, необходимая для оценки, необходимо получить полный набор новых образцов;

• - неопределенность среднего значения водожидкостного фактора, полученного из МФР, не может быть более чем в два раза больше стандартного отклонения образцов. Чтобы получить репрезента-

тивный водожидкостный фактор, все образцы следует отбирать в течение периода времени, в котором значение водожидкостного фактора является стабильным, то есть с изменениями, меньшими, чем неопределенность, требуемая для проверки.

• 7.8.5 Следует предусмотреть метод, который позволит загружать новые данные о физических свойствах флюида в МФР в тех случаях, когда свойства флюида ощутимо изменятся.

• 7.9 Использование зависимости «давление—объем—температура»

  • 7.9.1 Использование моделей зависимости «давление—объем—температура» является установившимся методом работы в многофазных измерениях, а также общим для обеспечения оптимального функционирования расходомера. Изменения давления и/или температуры могут привести к изменениям основных свойств флюида и, следовательно, к реакции расходомера, поэтому их учет важен для поддержания надлежащего качества измерений.

  • 7.9.2 Анализ зависимости «давление—объем—температура» важен для пересчета объемов, измеренных в рабочих условиях, в объемы при стандартных условиях.

  • 7.9.3 Пользователю МФР следует выбрать, какая модель зависимости «давление—объем—температура» будет использоваться в расходомере. Поставщики обычно предлагают одну или несколько моделей, выбор которых зависит от специфики применения, например, основным добываемым продуктом может быть газовый конденсат или легкая нефть, или тяжелая нефть.

• 8 Особые условия

  • 8.1 Радиационная безопасность

    • 8.1.1 Помимо проблем безопасности, связанных с установкой МФР в линии высокого давления, существует еще один особенный аспект их использования. В их составе довольно часто используют радиоактивные источники различных типов и уровней активности. Поскольку они присутствуют во многих вариантах МФР и расходомеров сырого газа, важно, чтобы пользователь МФР уделял должное внимание следующим проблемам безопасности:

• - обеспечению радиационной безопасности при транспортировании источника до монтажа в расходомер и при транспортировании МФР с установленным источником;

• - гарантии отсутствия утечки радиации из корпуса расходомера после установки в месте эксплуатации.

• 8.1.2 Применение МФР с радиоактивными источниками необходимо осуществлять в соответствии с [6].

• 8.1.3 Несмотря на то, что источник излучения может быть слабым, нельзя допускать облучения персонала во время работы МФР, например во время проведения испытаний. Для предотвращения такого события необходимо располагать профилактическими мерами, например информационными указателями, фланцевыми заглушками, устройствами блокировки и т. д.

• 8.1.4 Транспортирование радиоактивных источников выполняют в соответствии с правилами безопасной перевозки радиоактивных материалов МАГАТЭ.

• 8.1.5 По возможности радиоактивный источник (источники) обычно транспортируют отдельно от корпуса средства измерения. Если радиоактивный источник встроен в расходомер, то при транспортировании расходомер считается источником излучения и для него также должны выполняться требования правил безопасной перевозки радиоактивных материалов МАГАТЭ.

• 8.2 Обеспечение бесперебойного режима подачи потока

  • 8.2.1 В связи с тем, что на работоспособность оборудования добычи углеводородов существенное влияние оказывает образование в потоке сторонних примесей, таких как гидраты и соли, а также процесс коррозии, еще одним вариантом использования МФР является контроль над этими процессами.

  • 8.2.2 Гидраты могут возникать там, где молекулы легких углеводородов захватываются молекулами воды, образующими твердую фазу при температурах, значительно превышающих точку замерзания воды. Температура пласта увеличивается с давлением. Гидраты встречают в скважинах, в трубопроводах, а также в газосборных и компрессионных установках. Если рабочие условия находятся внутри диапазона, где возможно образование гидратов, агломерация кристаллов гидратов может привести к 22

образованию пробок, которые блокируют трубопроводы и вызывают значительные производственные потери.

Следует использовать МФР, способные обнаруживать небольшие количества воды в потоке с целью прогнозирования и предотвращения появления гидратов. Рекомендации по определению количества гидратов в многофазном потоке с учетом общих эмпирических корреляций между давлением, температурой и компонентным составом приведены в [7] и [8]. Также стоит отметить, что многие типы МФР обладают недостаточной чувствительностью к обводненности при требуемых условиях эксплуатации.

• 8.2.3 Солеотложение — это минеральные наслоения, которые возникают в промысловых трубопроводах, манифольдах и ФА. Образование отложений происходит, когда равновесие компонентов раствора воды в потоке нарушается из-за изменения давления и температуры, растворенных газов или несовместимости между смесями.

Минеральные отложения являются одними из наиболее распространенных и сложных проблем нефтяных месторождений и возникают как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Поэтому уменьшение образования солевых отложений связано непосредственно с обнаружением воды из любого источника, измерением количества и соответствующей обработкой каким-либо видом ингибирующего средства. Поскольку одной из характеристик МФР или расходомера сырого газа является измерение воды, то данные, полученные с расходомера, необходимо использовать в борьбе с солеотложением.

• 8.2.4 Коррозия — это процесс разрушения структуры металла из-за химических или электрохимических реакций. Коррозия может происходить в любой точке производственной системы: как на забое, так и на поверхностных линиях и оборудовании. Скорость коррозии изменяется во времени в зависимости от конкретных условий месторождения, таких как количество воды, вторичных операций по восстановлению и изменения давления.

Практика по предупреждению появления коррозии включает в себя катодную защиту, химическое ингибирование, химический контроль (удаление растворенных газов, таких как сероводород, диоксид углерода и кислород), очищение кислорода, регулирование значения pH и нанесение соответствующих покрытий. Поскольку количество пластовой воды является важным показателем потенциала для образования коррозии, ценность использования МФР для этой цели очевидна.

• 8.3 Требования к проведению технического обслуживания расходомера

  • 8.3.1 В ходе эксплуатации расходомера необходимо обеспечить возможность корректировки ПО с целью обновления важных параметров флюида, таких как вязкость, плотность, компонентный состав, а также затухание гамма-лучей, подстройка нуля т. д. Пользователю следует разработать процедуры, описывающие способы корректировки, не влияющие на эксплуатацию, и ее периодичность.

  • 8.3.2 Поставщику следует разработать процедуры калибровки основных датчиков, за исключением случаев, когда применяют другие средства проверки. В этих документах необходимо привести эксплуатационные периоды, в которые возможно проверить «нулевое» состояние датчика, например, отсутствие флюида в трубопроводе для датчиков гамма-излучения и датчиков АР.

  • 8.3.3 Если в измерении используется радиоактивный источник, то пользователю следует, по рекомендации поставщика, описать, необходимо ли предпринимать меры для учета естественного распада мощности источника, и если да, то как и как часто это должно быть выполнено. Учет распада мощности источника в системе сбора данных необходимо указать.

  • 8.3.4 ПО для сбора и расчета данных считается неотъемлемой частью МФР. Все изменения программного обеспечения необходимо тщательно протестировать и проверить до ввода в действие. Все изменения ПО, влияющие на расчеты потока, следует тщательно контролировать и документировать для последующих проверок. Все версии ПО должны храниться у ответственного за эксплуатацию МФР лица. В случае ненадлежащей работы ПО следует предусмотреть возможность установки предыдущей рабочей версии.

  • 8.3.5 Поставщик должен предоставить подробный список аварийных сигналов МФР и значение каждого из них. Документация на МФР в обязательном порядке содержит методы диагностики и устранения неисправностей.

• 8.4 Требования по передаче и обработке данных

  • 8.4.1 Поставщик МФР должен предоставить полный перечень данных, которые передает расходомер при работе в штатном режиме, а также в диагностических режимах. Все наборы данных — с временной меткой.

  • 8.4.2 Пользователю следует убедиться в том, что используются типовые методы обеспечения безотказной передачи данных.

  • 8.4.3 Пользователю следует указать скорость передачи данных от МФР в систему управления подводной добычи.

  • 8.4.4 Все данные, переданные МФР в систему управления подводной добычи, необходимо хранить в энергонезависимой памяти в течение максимального периода для возможности повторной обработки и анализа.

Библиография

• [1] Федеральный закон от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации»

• [2] GPA Standard 2145-09 Таблица физических свойств углеводородов и других соединений, пред

ставляющих интерес для газовой промышленности (Table of Physical Properties for Hydrocarbons and Other Compounds of Interest to the Natural Gas Industry)

• [3] API MPMS 20.3 Сборник стандартов по измерениям в нефтяной промышленности.

Глава 20.3. Измерение многофазного потока (Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 20.3 Measurement of Multiphase Flow)

• [4] Федеральный закон от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

• [5] Порядок проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа, Порядок утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений, внесения изменений в сведения о них, Порядок выдачи сертификатов об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, формы сертификатов об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, требований к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядка их нанесения (утверждены приказом Минпромторга России от 28 августа 2020 г. № 2905)

  [6]	Санитарные правила и нормативы СП 2.6.1.2612-10	Основные санитарные правила обеспечения радиационный безопасности (ОСПОРБ-99/20Ю)
  [7]	ГСССД МР 113—2003	Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа

  [8] ГСССДМР 273—2018

  
  

  Методика расчетного определения плотности, фактора сжимаемости, скорости звука, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости влажных газовых смесей в диапазоне температур от 263 К до 500 К при давлениях до 30 МПа

  
  

УДК 629.12:006.354

Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, многофазные потоки, многофазные расходомеры

Редактор М.В. Митрофанова Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор И.А. Королева Компьютерная верстка А.Н. Золотаревой

Сдано в набор 19.01.2023. Подписано в печать 31.01.2023. Формат 60x84%. Гарнитура Ариал. Усл. печ. л. 3,72. Уч.-изд. л. 3,00.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении в ФГБУ «Институт стандартизации» ,

117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.