Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Системы контроля дебита нефтяных скважин с использованием традиционных и вибрационных технических средств 19
1.1. Измерение дебита скважин 19
1.2. Измерение расхода двухфазных смесей 30
Выводы к главе I 42
Глава 2. Структура построении и алгоритмы обработки информации в ЖС контроля Дебигов нефтяных скважин, базирующейся на вибрационных массовых расходомерах 44
2.1. Алгоритм обработки информативных сигналов вибрационных массовых расходомеров в ИЖ-ВМР 45
2.2. Организация процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений 59
2.3. Структура и метрологические характеристики ИЮ-ВМР 69
Выводы к главе 2 71
Глава 3. Оптимизация структуры и параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров ... 74
3.1. Выбор оптимального способа съема информации с учётом нестабильности коэффициентов передачи звеньев расходомера 75
3.2. Влияние трансформаторной наводки на линейность номинальной статической функции преобразования .. 83
3.3. Влияние пульсаций управляющего напряжения в контуре отрицательной параметрической обратной связи на погрешность измерения 90
3.4. Оптимизация параметров звеньев расходомера по критериям устойчивости и быстродействия 98
3.5. Методика определения основных параметров звеньев расходомера ИЗ
Выводы к главе 3 120
Глава 4. Экспвршентмьные исследования комплекса средств и методов ИИС-ВМР 122
4.1. Расчет параметров основных звеньев и проверка качества системы стабилизации режима колебаний первичного преобразователя расходомера 122
4.2. Цроверка аппаратурных погрешностей вибрационных массовых расходомеров 129
4.3. Цроверка метрологических показателей ИИС-ВМР в промысловых условиях 140
Выводы к главе 4 144
Основные выводы 149
Литература 151
Приложений
- Организация процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений
- Структура и метрологические характеристики ИЮ-ВМР
- Влияние трансформаторной наводки на линейность номинальной статической функции преобразования
- Цроверка аппаратурных погрешностей вибрационных массовых расходомеров
Введение к работе
В постановлении ХХУІ съезда КПСС "Основные направления экономического и социального развития СССР на 1981-85 годы и на период до 1990 года" ставится задача довести к 1985 году объем добычи нефти на комплексно автоматизированных и механизированных промыслах до 85-90 % от общего объема добычи. Отсюда вытекает необходимость разработки и внедрения на предприятиях отрасли высокоэффективных автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) нефтегазодобывающего производства.
Эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в значительной степени определяется достоверностью информации о дебитах нефтяных скважин, которые являются в данной системе объектами управления. Сбор указанной информации в промысловых условиях осуществляется информационно-измерительной системой контроля дебита нефтяных скважин, метрологические и эксплуатационные характеристики которой существенно зависят от используемых средств измерения и от организации процесса обработки, хранения и представления результатов нефтепромысловых измерений.
В настоящее время в отрасли эксплуатируются ЙИС контроля дебита нефтяных скважин, использующие в качестве средств измерения тахометрические расходомеры, устанавливаемые после сепараци-оняых установок, разделяющих жидкую и газовую фазы измеряемой продукции. Следует отметить, что тахометрические расходомеры предназначены для измерения расходов только однофазных сред (жидкостей или газов), а качество разделения фаз измеряемого потока в сепараторе зависит от ряда эксплуатационных условий (температуры, рабочего давления, обводненности продукции скважины, вязкости жидкой фазы и др.). Названные причины существенно снижают дос-
товерность информации о дебитах нефтяных скважин, так как тахиметрические расходомеры обладают в этих условиях (т.е. при неполном разделении фаз) недопустимо большой погрешностью измерения. Кроме того, поскольку оборудование каждой скважины еепара-ционной установкой нецелесообразно с экономической точки зрения, существующие системы сбора информации практически везде вынужденно строятся по групповой схеме. Это означает, что независимо от схемы разбуривания скважин на данной нефтяной площади, "кустовой" или индивидуальной, сепарационной установкой оборудуется всегда группа скважин, что приводит во втором случае к дополнительным затратам на прокладку трубной разводки от скважин до групповой замерной установки (ГЗУ). Таким образом, система сбора информации о дебитах нефтяных скважин в настоящее время неинвариантна с экономической точки зрения по отношению к системе сбора нефти на данном месторождении. Наличие на ГЗУ одного сепаратора и,следовательно, одного комплекта измерительных приборов приводит к необходимости осуществлять периодическое подключение каждой из обслуживаемых (как правило, 10-14) скважин на измерение ее дебита. Для этой цели в существующих ГЗУ используется механический переключатель скважин - устройство весьма ненадежное, существенно снижающее эксплуатационные показатели ГЗУ в целом. Важным обстоятельством, снижающим метрологические показатели ИИС контроля дебита нефтяных скважин, базирующейся на существующих ГЗУ, является чрезмерная длительность периода между двумя соседними замерами56' дебита данной скважины. Многолетний опыт эксплуатации ГЗУ на промыслах показал, что для получения представительной информации о суточном дебите каждой нефтяной скважины время измерения должно составлять не менее двух часов. Таким образом, цикличность измерений дебита каждой скважины составляет сутки и более..След-Ч
х' Замер - процедура измерения дебита нефтяной скважины (термин, принятый в отрасли).
- б -
ствием указанного обстоятельства является низкая точность восстановления кривой, характеризующей характер работы скважины, что снижает эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в целом. Повышение эффективности функционирования АСУ ТП нефтедобычи, базирующееся на повышении достоверности информации о режиме работы объектов управления - нефтяных скважин - в текущей пятилетке будет осуществляться, в частности, посредством внедрения разработанных во ВНИИКАнефтегаз под руководством к.т.н. И.Я.Ривкина новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров, способных давать информацию о суммарном и покомпонентном дебите продукции нефтяных скважин без предварительной сепарации этой про-
Важнейшей функцией ИИС контроля дебита нефтяных скважин является формирование банка данных об объектах управления - нефтяных скважинах, базирующееся на оперативной обработке результатов нефтепромысловых измерений. В связи с этим,становится актуальной разработка структуры указанной системы и процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений, выполняемых вибрационными массовыми расходомерами, а также разработка алгоритмов и программ, реализующих этот процесс. Достоверность информации,поступающей от ИИС контроля дебита нефтяных скважин в АСУ ТП нефтедобычи, в значительной степени определяется качеством и количеством измерительной информации, поступающей от используемых в системе средств измерения. Отсюда вытекает актуальность исследований, связанных с оптимизацией структуры блок-схемы вибрационных массовых расходомеров, и параметров звеньев этих приборов по ряду критериев (метрологии, быстродействию, устойчивости).
Таким образом, целью данной работы является создание информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин ^Приказ министра нефтяной промышленности # 273 от 23 мая 1980 г.
с учетом использования в ее составе новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров, фи этом в работе ставятся и решаются следующие основные задачи:
Анализируются функции ИЙС контроля дебита нефтяных скважин. Формулируются требования к такой системе, диктуемые соображениями эксплуатационного и метрологического характера. Обосновывается целесообразность использования в данной ИИС новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров.
Разрабатывается структура ИИС контроля дебита нефтяных скважин с использованием вибрационных массовых расходомеров (ИИС-ВМР). Указанная разработка базируется на содержательном анализе задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений. Разрабатываются алгоритмы решения этих задач.
Разрабатывается методика определения параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров, определяющих метрологические и эксплуатационные показатели ИИС в целом. С этой целью в работе исследуются аппаратурные погрешности и проводится оптимизация структуры и параметров звеньев блок-схемы этих приборов по ряду критериев - метрологии, быстродействию, устойчивости.
Экспериментально доказывается практическая реализуемость
синтезированных в диссертации способов, критериев и методик, использованных при разработке комплекса средств и методов, составляющих ИИС контроля дебита нефтяных скважин.
Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и приложения.
В первой главе обосновывается актуальность решаемой в диссертации задачи создания новой ИИС контроля дебита нефтяных скважин. С этой целью проводится анализ функций такой системы и формулируются требования, предъявляемые к ней эксплуатационными ус-
ловиями и физико-химическими свойствами измеряемой продукции нефтяных скважин. Кроме того, выявляются и анализируются недостатки, присущие существующей ИИС контроля дебита нефтяных скважин, и пути их преодоления. Формулируются задачи исследования.
Эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в значительной степени определяется достоверностью информации о ряде параметров работы нефтяных скважин (суточном дебите, обводненности продукции, расходах нефти, воды и газа, отсутствие подачи). Указанная информация поступает от ИИС контроля дебита нефтяных скважин, которая, исходя из своего назначения, должна удовлетворять ряду метрологических и эксплуатационных требований, сформулированных и обоснованных в работе. Основные из них, следующие:
измерение расхода продукции нефтяных скважин должно осуществляться с погрешностью в пределах от 5 до 10 %;
время измерения и частота замеров должны соответствовать свойствам и состоянию измеряемых параметров работы скважины;
должна обеспечиваться независимость метрологических показателей используемых средств измерения от физико-химических свойств измеряемого потока (газосодержания, температуры, давления сбора, обводненности продукции и др.);
структура и конструктивное исполнение ИИС должны позволять создавать технологические системы сбора нефти и газа любой конфигурации - групповой, индивидуальной и смешанной структуры, - с целью достижения высоких технико-экономических показателей АСУ ТП нефтедобычи в целом.
В работе изучаются функциональные и технические возможности существующей ИИС контроля дебита нефтяных скважин с точки зрения степени выполнения системой сформулированных требований. При этом выясняется, что достоверность информации, поступающей от этой системы, оказывается весьма низкой, что в основном определяется
низкими метрологическими характеристиками используемых средств измерения (тахометрических расходомеров) в данных условиях эксплуатации (при неидеальном разделении сепаратором фаз измеряемого газожидкостного потока). Кроме того, устанавливается, что групповая система сбора нефти, обусловленная, в данном случае, целями получения информации о дёбитах нефтяных скважин, обладает рядом недостатков, в том числе и с точки зрения получения указанной информации. Это низкая надежность, вытекающая из необходимости применения механических исполнительных устройств (переключателей, отсекателей потоков и клапанов); необходимость дополнительных капитальных вложений на прокладку трубной разводки от обслуживаемых скважин до групповой замерной установки в нефтяных районах, где осуществляется в основном индивидуальное разбуривание скважин (например в Татарин); малая частота замеров дебита конкретной скважины, что приводит к низкой достоверности воспроизведения кривой режима ее работы и лишает АСУ ТП нефтедобычи оперативной информации о контроле подачи обслуживаемых скважин.
Сформулированные в работе требования к ИЙС контроля дебита нефтяных скважин и анализ функциональных и технических возможностей существующей аналогичной по назначению системы позволил сделать вывод о целесообразности использования при разработке новой ИЮ таких средств измерения, которые не требуют предварительного разделения фаз измеряемого газожидкостного потока.
Изучение средств и методов измерения расхода двухфазных потоков позволило выявить перспективность использования разработанных во ВНИЖАнефтёгаз вибрационных массовых расходомеров для целей создания ШС контроля дебита нефтяных скважин, способной по своим метрологическим и эксплуатационным качествам удовлетворить сформулированным требованиям.
Основной результат главы I заключается в определении и обосновании сформулированных выше узловых задач, решение которых необходимо для реализации цели работы.
Во второй главе анализируются пути совершенствования информационного обустройства нефтяных месторождений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР; разрабатывается алгоритм обработки измерительной информации, поступающей от вибрационных массовых расходомеров, с целью получения численных значений параметров дебита нефтяных скважин; формулируется и анализируется содержание задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений и предлагаются алгоритмы решения этих задач на уровне ИИС-ВМР. На основании изложенного осуществляется разработка структурной схемы ИИС-ВМР и вычислительной сети промысла в целом.
В работе обосновывается, что использование ИИС-ВМР в АСУ ТП нефтедобычи позволяет производить индивидуальное обустройство расходомерами каждой скважины, сохраняя групповой способ получения информации, т.е. система сбора информации становится инвариантной по отношению к схеме сбора нефти и газа. Это объясняется техническими возможностями используемых средств измерениягвибра-ционных массовых расходомеррв, способных на потоке без предварительного разделения фаз продукции нефтяных скважин давать информацию о массовом расходе и средней плотности этой продукции. Этой информации оказывается достаточно (при известных плотностях жидкой и газовой фазы и при известном рабочем давлении) для измерения покомпонентного расхода двухфазной, двухкомпонентной смеси (например, вода-воздух или нефть-газ). В случае измерения расхода продукции нефтяной скважины имеет место двухфазная трехкомпонент-ная смесь (нефть-вода-газ), и указанной информации оказывается недостаточно для определения покомпонентных расходов такой смеси. В связи с изложенным алгоритм обработки информации для данного
- II -
случая разрабатывался в предположении, что при герметизированной системе сбора нефти и газа газовая фаза смеси образуется лишь за счет процесса разгазирования нефтяной фазы. Следовательно, расход газа зависит от расхода нефти и значения газового фактора*' на данном месторождении. Таким образом, к двум известным (измеренным) зависимостям добавляется третья зависимость, и задача определения трех неизвестных параметров дебита нефтяной скважины (расходы нефти, воды, газа) становится разрешимой. При этом предполагаются известными плотности всех компонентов смеси, рабочее давление и параметры аналитического задания кривой разгазирования, то есть коэффициенты полинома, аппроксимирующего зависимость действующего в точке замера газового фактора от рабочего давления. Изложенное позволяет осуществить разработку структурной схемы ИИС-ВМР и предложить подход к определению метрологических характеристик этой системы. Сложность здесь заключается в том, что если по каналу измерения массового расхода газожидкостной смеси метрологические характеристики расходомера (следовательно, и ЙЙС в целом) определяются традиционными методами (поверка на расходомерном стенде), то определение метрологических характеристик канала измерения средней плотности двухфазной смеси принципиально невозможно из-за отсутствия образцовых значений этой физической величины. Вследствие этого предлагается не рассматривать вибрационный массовый расходомер как прибор для измерения расхода и средней плотности газожидкостной смеси, а рассматривать ЕИС-ВМР в целом (комплект, состоящий из расходомера или расходомеров и терминального устройства с заложенной в него программой, реализующей алгоритм вычисления покомпонентных расходов двухфазной смеси) как измерительную систему для определения рас-
*' Количество объемов свободного газа, выделяющегося из одного объема нефти при нормальном давлении.
ходов двухфазной смеси и составляющих ее компонентов. В этом случае поверка ИИС-ВМР может осуществляться на двухфазном расходомер-ном стенде, где расходы компонентов смеси контролируются образцовыми средствами до их смешивания в смесителе. Результаты этих измерений сравниваются с результатами расчетов в терминальном устройстве и определяются соответствующие погрешности.
Обосновывается необходимость разработки новой структуры вычислительной сети промысла и принципов организации процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР. С этой целью формулируются задачи оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений и проводится анализ их содержания. Поскольку решение указанных задач в силу различных причин технического и организационного характера в настоящее время осуществляется централизованно на кустовом или районном вычислительном центре посредством периодической, как правило, однократной обработки результатов измерений, это приводит к весьма низкой достоверности получаемой информации. В связи с изложенным предлагается новая структура организации вычислительной сети промысла, опирающаяся на использование в ее составе терминальных устройств, базирующихся на микропроцессорной технике. Центральная ЗВМ при этом по-прежнему располагается на кустовом или районном вычислительном центре. Такая организационная структура позволит существенно рассредоточить оперативную обработку промысловой информации, сделав ее более эффективной и надежной. Поэтому алгоритмы решения названных выше задач разработаны в диссертации, ориентируясь на распределенную вычислительную систему.
Основные результаты главы 2 состоят в том, что проведенные здесь исследования позволили сформировать структуру вычислительной сети промысла, реализующую решение задач оперативной обработ-
- ІЗ - .
ки результатов нефтепромысловых измерений, обосновать состав комплекса технических средств и методов нижнего уровня этой сети ИИС-ВМР и предложить подход к определению метрологических характеристик ИИС-ВМР.
Третья глава посвящена решению вопросов, в значительной степени определяющих метрологические и эксплуатационные показатели РШС-ВМР. Здесь проводится оптимизация структуры и параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров по ряду критериев - метрологии, устойчивости, быстродействию. 'Разрабатывается методика определения параметров звеньев блок-схемы этих приборов, базирующаяся на результатах проведенной оптимизации. В указанных целях в работе исследуются аппаратурные погрешности вибрационных расходомеров и проводится анализ динамики этих приборов.
Использование метода структурного анализа измерительной
цепи вибрационного массового расходомера при различных способах съема измерительной информации позволило выявить такие способы, при которых минимизируется влияние нестабильности коэффициентов передачи звеньев прибора на его номинальную статическую функцию преобразования. Указанная минимизация становится возможной, поскольку в работе на основании анализа принципа действия вибрационных расходомеров делается вывод о том, что в конечном счете информативный сигнал, пропорциональный измеряемому расходу, зависит от коэффициента передачи первичного преобразователя расходомера на его резонансной частоте. Этот вывод позволяет выявить возможные способы определения данного коэффициента передачи и вывести для каждого из них номинальные статические функции преобразования, содержащие коэффициенты передачи звеньев прибора. Изучение полученных соотношений методами, используемыми при обработке результатов косвенных измерений, делает возможным выбор спосо-
бов съема информации, наименее зависимых от нестабильности коэффициентов передачи звеньев прибора.
Линейность номинальной статической функции преобразования вибрационного расходомера определяется физическими основами его принципа действия. Это, однако, справедливо при условии, что сигнал на электромагните адаптера пропорционален только скорости колебаний первичного преобразователя. В реальных условиях значение этого сигнала определяется еще и ЭДС, вызываемой действием полей рассеивания электромагнита возбуждения на электромагнит адаптера. В работе показано, что это обстоятельство приводит к появлению погрешности нелинейности расходомера. Предложена физическая модель названного явления, анализ которой позволил вывести численный критерий, дающий возможность свести значение данной погрешности к допустимому минимуму.
В работе изучаются основные соотношения, характеризующие статический режим работы расходомера. При этом выявляется характер влияния пульсаций напряжения управления на погрешность измерения прибора. Эта погрешность является следствием искажений сигнала в основном контуре расходомера (контуре положительной обратной связи) при прохождении напряжения пульсаций через регулируемый усилитель и имеет две составляющие - амплитудную и фазовую. Установлено, что эти погрешности имеют систематический характер и мультипликативны. Следует отметить, что фазовые искажения сигнала в контуре положительной обратной связи расходомера приводят к неинформативному изменению частоты колебаний первичного преобразователя. Таким образом, выявляется необходимость введения звена коррекции в основной контур прибора.
С целью анализа динамического режима работы вибрационного массового расходомера в диссертации выводится линеаризованное дифференциальное уравнение, описывающее поведение прибора вблизи
стационарного режима колебаний, первичного преобразователя, которое затем исследуется методом теории автоматического регулирования. Так как в данном случае интерес представляет только отклонение регулируемой координаты от ее установившегося значения,то указанное уравнение выводится посредством соответствующего сдвига координат. Его анализ приводит к получению двух соотношений между основными параметрами звеньев блок-схемы прибора. Выполнение этих соотношений делает параметры звеньев блок-схемы расходомера оптимальными по критериям устойчивости и, в первом приближении, быстродействия. Однако двух полученных соотношений недостаточно для определения численных значений трех искомых параметров. С целью разработки методики выбора этих параметров в работе предложено использовать результаты исследования погрешностей, обусловленных влиянием пульсаций управляющего напряжения. При этом к двум имеющимся соотношениям удается добавить третье, выведенное, исходя из допустимого значения погрешности, вызываемой указанными пульсациями.
Таким образом, методика определения параметров основных звеньев блок-схемы прибора сведена в диссертации к решению системы трех алгебраических уравнений с тремя неизвестными.
Основные результаты главы 3 состоят в том, что разработанная здесь методика определения параметров основных звеньев блок-схемы вибрационных расходомеров позволяет осуществить проектирование приборов этого типа с заданными метрологическими и динамическими характеристиками. Кроме того, указанная методика может быть успешно распространена и на другие типы вибрационных измерительных преобразователей, где требуется стабилизация режима их колебаний.
Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям разработанного в настоящей диссертации комплекса средств и методов, образующих ИИС-ВМР.
Экспериментально доказано, что использование разработанной методики определения параметров звеньев блок-схемы вибрационных массовых расходомеров приводит к оптимальности метрологических и динамических характеристик этих приборов. С целью реализации указанного доказательства в диссертации проводятся расчеты параметров звеньев блок-схемы вибрационных расходомеров для трех типоразмеров первичных преобразователей прибора; разрабатывается методика экспериментальной проверки качества полученных систем стабилизации режима колебаний первичных преобразователей вибрационных расходомеров; проводятся метрологические исследования, анализируются их результаты и вырабатываются практические рекомендации, вытекающие из этих результатов.
Экспериментальные исследования комплекса средств и методов ИЙС-ВМР проводились на промыслах Татарии. Б этих целях в диссертации разработаны методические основы таких исследований, ориентированные на определение метрологических характеристик ЙИС-ВМР в промысловых условиях при измерении покомпонентных расходов продукции нефтяных скважин. Цриводятся результаты этих исследований. Определены погрешности указанных измерений. Важно отметить, что метрологические характеристики вибрационных массовых расходомеров, определенные в лабораторных условиях на двухфазном расходо-мерном стенде, полностью совпадают с аналогичными характеристиками, определенными в промысловых условиях.
Основные результаты главы 4 заключаются в том, что исследования, проведенные в настоящем разделе, показали полное соответствие комплекса средств и методов, образующих ИИС-ВМР, требованиям, выявленным в настоящей работе и предъявляемым промысловыми условиями эксплуатации к информационно-измерительной системе контроля дебита нефтяных скважин, используемой в АСУ ТП нефтедобычи.
Основные научные и практические результаты автора, которые
выносятся на защиту:
Разработана новая структура информационно-измерительной системы контроля дебита нефтяных скважин, дано ее обоснование, базирующееся на анализе функций этой системы и на анализе содержания задач оперативной обработки результатов нефтепромысловых измерений.
Предложены и обоснованы новые принципы организации процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений при использовании в АСУ ТП нефтедобычи ИИС-ВМР. Разработаны алгоритмы, реализующие указанный процесс.
Впервые решен комплекс вопросов, связанных с разработкой для ИИС контроля дебита нефтяных скважин новых средств измерения - вибрационных массовых расходомеров, способных измерять расходы продукции нефтяных скважин на потоке, без предварительного разделения фаз этой продукции.
Разработанные в диссертации алгоритмы обработки результатов нефтепромысловых измерений, ориентированные на использование в АСУ ТП нефтедобычи ШС-ВМР, а также решение вопросов разработки новых средств измерения вибрационных массовых расходомеров, не требующих для своего функционирования разделения фаз измеряемого потока, повышают эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи за счет повышения достоверности информации об объектах управления -(нефтяных скважинах)и расширения номенклатуры этой информации (контроль подачи, информация о текущих средних параметрах работы скважин, индикация аварии).
Результаты работы внедрены на опытном заводе "Электрон" Главтюменнефтегаза, г. Тюмень.
Работа выполнена в лаборатории вибрационных методов измерения ВНИЙКАнефтегаз. Автор выражает глубокую благодарность за
научные консультации заведующему лабораторией к.т.н. И.Я.Ривкину, Автор признателен также сотрудникам нефтегазодобывающего управления "Лениногорскнефть" и КБ завода "Электрон" за помощь, оказанную ему в процессе работы.
Результаты работы опубликованы в Е243, Г251, Г263, Е273, Е363, Г383, Е423, Г473, Г523.
Организация процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений
Применение ИИС-ВМР открывает ряд новых возможностей при обустройстве нефтяных месторождений и при организации процесса получения информации об эксплуатационных параметрах работы нефтяных скважин. Как уже указывалось, это является следствием технических особенностей используемых в ИИС-ВМР вибрационных массовых расходомеров, применение которых делает систему сбора информации инвариантной по отношению к системе сбора нефти и газа и, кроме того, позволяет автоматизировать измерения всех основных параметров работы нефтяных скважин (расходов нефти, воды и газа)
В целях совершенствования процесса получения информации об эксплуатационных параметрах работы нефтяных скважин, как объектов оперативного управления технологическим процессом нефтегазодобычи, ниже сформулированы и проанализированы основные задачи оперативной обработки нефтепромысловых измерений.
Персонал цеха добычи (если необходимо, то и персонал нефтегазодобывающего управления) должен по возможности с минимальным опозданием получать информацию об "аварийной разладке". "Аварийная разладка" нефтяной скважины состоит во внезапном уменьшении величины расхода жидкой фазы ее продукции до нуля (при прекращении подачи) или до недопустимо малой величины. Аналогичным образом южет быть введено понятие "аварийной разладки" при увеличении обводненности продукции данной нефтяной скважины выше определенного уровня. Это явление может быть следствием нарушения ее изоляции. Таким образом, задача I состоит в том, чтобы в результате оперативной обработки промысловых измерений обнаружить ситуацию "аварийной разладки". Задача 2. Персонал цеха добычи и персонал нефтегазодобывающего управления должен получать информацию о текущих расходах нефтяных скважин. Эта информация также должна быть результатом оперативной обработки промысловых измерений. Задача 3. Результаты промысловых измерений должны систематически накапливаться в кустовом или районном вычислительном центре для последующего формирования очередного ежемесячного отчета. Общее количество таких измерений по скважинам крупного нефтегазодобывающего управления может быть величиной значительной. Поэтому однократная обработка указанных данных (раз в месяц) становится весьма трудоемкой и, кроме того, ненадежной. Следовательно, требуется организовать оперативную обработку промысловых измерений таким образом, чтобы существенно уменьшить объем информации, накапливаемой кустовым или районным вычислительным центром и упростить процесс ее ежемесячной обработки. Задача 4. Результаты промысловых измерений составляют исходные данные для формирования информации долговременного хранения. В связи с этим оперативная обработка промысловых измерений должна быть организована таким образом, чтобы учесть необходимость дальнейшего получения достоверной информации долговременного хранения и упростить формирование этой информации.
Прежде чем перейти к более подробному обсуждению названных задач, отметим следующее важное обстоятельство. В силу различных причин, обусловленных в первую очередь весьма жесткими эксплуатационными условиями, в которых работают средства нефтепромысловых измерений, достоверность результатов этих измерений весьма невелика. Дело здесь заключается в том, что даже достаточно короткие серин измерений расхода стабильно работающей скважины могут содержать значительное количество так называемых "выбросов". Поэтому при оперативной обработке результатов таких измерений следует в максимально возможной степени позаботиться об "отсеивании" указанных "выбросов". Необходимость такой операции обусловлена тем, что доля "выбросов" в общем объеме результатов измерений сравнительно велика (по очень грубой.оценке эта доля может достигать 30 %) и, следовательно, влияние "выбросов" может существенно исказить результаты оперативной обработки. Указанное обстоятельство сильно усложняет решение задач оперативной обработки нефтепромысловых измерений. Существующая практика обработки результатов нефтепромысловых измерений,на наш взгляд, не может быть признана удовлетворительной. Это объясняется, в основном, двумя причинами. Во-первых, обычно применяемые методы обработки весьма несовершенны сами по себе. Во-вторых, оперативная обработка промысловых измерений чрезмерно централизована. Практически весь процесс этой обработки сосредоточен на кустовом или районном вычислительном центре, где формируются и откуда передаются персоналу нефтегазодобывающего производства суточные сводки и месячные отчеты о работе нефтяных скважин. Задача I решается на основании визуального анализа данных, поступающих с устройств телемеханики в цех добычи и в нефтегазодобывающее управление. Задача 2 решается на ЭВМ в кустовом или районном вычислительном центре с помощью простейших алгоритмов. Одновременно производится сравнение суточных данных каждой скважины со значениями установленного технологического режима. В результате такого сравнения производится "отсеивание" "выбросов" в данных.
Структура и метрологические характеристики ИЮ-ВМР
Для формирования структуры ИИС-ВМР необходимо отметить некоторые метрологические особенности использования в ней вибрационных массовых расходомеров. Согласно их принципу действия, изложенному в разделе 1.2, эти расходомеры имеют два информативных сигнала, один из которых пропорционален суммарному массовому расходу измеряемого газожидкостного потока, а другой - средней плотности этого потока. Цри этом, если метрологические характеристики вибрационных расходомеров по каналу измерения массового расхода могут быть определены традиционными методами (посредством поверки на расходомерном двухфазном стенде), то определение метрологических характеристик канала измерения средней плотности двухфазной смеси принципиально невозможно. Последнее обстоятельство объясняется невозможностью создания такого средства метрологического обеспечения, в котором бы коэффициент скольжения жидкой и газовой фаз измеряемого двухфазного потока, при любом режиме течения, совпадал с аналогичным коэффициентом, имеющим место внутри первичного преобразователя поверяемого вибрационного расходомера. Отсюда вытекает невозможность создания образцового значения средней плотности двухфазного потока, по сравнению с которой можно было бы определять погрешность ее измерения вибрационным расходомером. Поэтому предлагается рассматривать вибрационные расходомеры не как приборы для измерения расхода и плотности двухфазной смеси, а как средства измерения суммарного и покомпонентного расходов такой смеси, фи этом сам вибрационный расходомер и терминальное устройство с заложенной в него соответствующей программой вычислений рассматриваются как единое целое. Тогда становятся применимыми традиционные средства и методы поверки. В данном конкретном случае поверка должна осуществляться на двухфазном расходомерном стенде, где расходы компонентов смеси (до их смешивания в смесителе) контролируются образцовыми средствами измерения. Результаты этих измерений сравниваются с результатами расчетов в терминальном устройстве и определяются погрешности измерения. Изложенный подход к определению метрологических показателей вибрационных расходомеров был применен в процессе промышленных испытаний этих приборов. Методика и результаты указанных испытаний приведены в четвертой главе и в приложении .
Дня решения стоящих перед ИИС-ВМР и сформулированных ранее задач, комплекс технических средств системы должен обеспечивать измерение следующих параметров: тсуЛ&;Рн Ліґо ,С!{(і=4,г,з); Р.
Необходимо отметить, что должны быть также известны погрешности, с которыми указанные величины определены (исключение составляет fc по причинам, описанным выше). Следует также иметь в виду возможность периодического измерения величин н 8 5г} с/о и Qi и введения их в алгоритм вычисления искомых параметров работы скважины (&Hy&$,Qn) в качестве констант. Эта процедура допустима, так как перечисленные величины изменяются крайне мед ленно (сохраняют постоянство в течение от одного года до десятков лет). Сказанное позволяет сформировать структуру ИИС-ВМР так, как это показано на рис. 7.
Метрологические характеристики ИИС-ВМР могут быть определены расчетно-экспериментальным методом посредством ее предварительной структурной разбивки на две подсистемы. Первая подсистема решает задачу вычисления по сигналам вибрационного расходомера параметров работы нефтяной скважины в соответствии с алгоритмом, предложенным в разделе 2.1. Метрологические показатели этой подсистемы определяются, как уже указывалось, экспериментально на двухфазном расходомерном стенде. Вторая подсистема решает задачи оперативной обработки результатов промысловых измерений.Это задача обнаружения ситуации "аварийной разладки" и задача определения "текущих значений" параметров работы скважины. Здесь метрологические показатели определяются расчетными методами на основании анализа алгоритмов решения указанных задач по методике,применяемой для определения погрешностей косвенных измерений 1311.
В заключение необходимо отметить, что комплект эксплуатационной документации ИИС-ВМР должен включать в себя методику, алгоритмы и программы обработки измерений отдельных компонентов двухфазной трехкомпонентной смеси с учетом применяемой микропроцессорной системы. Кроме того, в дальнейшем представляет интерес включение в комплект документации программ вычисления с помощью терминального устройства погрешностей измерения фиксируемых ИИС-ВМР параметров.
Влияние трансформаторной наводки на линейность номинальной статической функции преобразования
В предыдущем параграфе были получены номинальные статические функции преобразования расходомера для различных вариантов способа съема измерительной информации. При этом, в соответствии с принципом действия, изложенным в разделе 1.2, предполагалось, что напряжение адаптера vq первичного преобразователя пропорционально только скорости его колебаний, иными словами, что где Ша - коэффициент электромагнитной связи первичного преобразователя с адептером. Выполнение условия (3.23) приводило к тому, что для любого способа съема информации номинальная статическая функция преобразования расходомера имела линейный характер, что, по существу, объясняется измерением в каждом из рассмотренных случаев, в конечном счете,коэффициента передачи первичного преобразователя fa . Однако реально условие (3.23) выполняется неидеально и в сигнале адаптера присутствует еще одна составляющая, обусловленная воздействием полей рассеяния электромагнита возбуждения на изменение потокосцепления электромагнита адаптера.
Назовем условно это явление трансформаторной наводкой и проведем анализ его влияния на номинальную статическую функцию преобразования расходомера, основываясь на эквивалентной блок-схеме первичного преобразователя, изображенной на рис. 9. Структура модели явления объясняется тем, что в условиях трансформаторной наводки часть магнитного потока, создаваемого электромагнитом возбудителя, расходуется не на возбуждение колебаний первичного преобразователя, а на создание ЭДС в обмотке адаптера через трансформаторную связь 381. Поскольку деление магнитных потоков эквивалентно делению токов (рис. 9) и происходит пропорционально коэффициентам передачи звеньев Лд и tttr , справедливо следующее соотношение: где ftftj- коэффициент передачи звена трансформаторной связи; Твт- ток возбуждения звена трансформаторной связи; д - коэффициент передачи первичного преобразователя; - д- ток возбуждения первичного преобразователя: Кроме того, сумма токов, расходуемых на возбуждение колеба откуда следует, что значения составляющих напряжения на адаптере, обусловленные скоростью колебаний первичного преобразователя 2 4 и действием трансформаторной наводки Var , описываются следующими формулами. В зависимости от конструкции узла возбуждения8 составляющие напряжения адаптера 1/аА и іТат могут находиться либо в фазе, либо в квадратуре, что об ьясняется различными тяговыми характеристиками электромагнитов возбуждения.
В случае, если составляющие lfaA и 1%т находятся в фазе, суммарное напряжение адаптера определяется по формуле: Это соотношение показывает, что в условиях действия трансформаторной наводки измерение коэффициента передачи первичного преобразователя по сигналам адаптера и возбудителя приводит к нелинейному искажению номинальной статической функции преобразования. Относительная погрешность нелинейности будет в данном случае равна или с учетом (3.33) Введем обозначение и определим, в каким пределах допустимо значение величины - - , чтобы погрешность нелинейности не превосходила одной пятой части от основной приведенной погрешности расходомера, составляющей в соответствии с обоснованием приведенным в разделе I.I, 5 %. Это позволит не нормировать Г39] погрешность нелинейности номинальной статической функции преобразования расходомера. Таким образом необходимо, чтобы выполнялось условие: или с учетом (3.35) и (3.36), чтобы выполнялась следующая система неравенства , Совместное решение неравенств (3.38) и (3.39) дает с учетом (3.36) две области для k , в которых условие (3.37) выполняется: Однако реально погрешность нелинейности можно минимизировать только в области, соответствующей неравенству (3.40). Это объясняется тем, что коэффициент трансформаторной связи ІЇ%т является величиной постоянной для данного конструктивного исполнения первичного преобразователя, тогда как коэффициент передачи последнего Л уменьшается с увеличением измеряемого расхода в соответствии с соотношением (3.1) примерно в 5-Ю раз. Отсюда вытекает, что условие (3.41), установленное в какой-либо точке рабочего диапазона расходомера, будет неизбежно нарушено.
Цроверка аппаратурных погрешностей вибрационных массовых расходомеров
Исходя из анализа аппаратурных погрешностей вибрационных расходомеров, изложенного в третьей главе настоящей работы, они могут быть условно разделены на три основные группы: 1. Погрешности, обусловленные нестабильностью коэффициентов передачи звеньев блок-схемы расходомера; 2. Погрешности, обусловленные искажением номинальной статической функции преобразования под действием эффекта трансформаторной связи в первичном преобразователе расходомера; 3. Погрешности, вызываемые пульсациями управляющего напряжения в цепи отрицательной параметрической обратной связи расходомера. Экспериментальные исследования указанных погрешностей были проведены на расходомерном стенде в лабораторных условиях.
Целью исследований при этом становилась проверка степени полезности рекомендаций, критериев и выводов, полученных в результате анализа, проведенного в третьей главе, для обеспечения оптимальных метрологических характеристик прибора в целом. Ниже приводятся методические основы и результаты экспериментальных исследований аппаратурных погрешностей вибрационных расходомеров. Экспериментальные исследования по проверке рекомендаций в части выбора оптимальной метрологической структуры блок-схемы расходомера (способа съема измерительной информации) основаны на следующих соображениях. Поскольку система стабилизации режима колебаний первичного преобразователя построена на аналоговой элементной базе (операционных усилителях), то целесообразно смоделировать нестабильность коэффициентов передачи звеньев этой системы посредством температурного воздействия 152]. Изложенное позволяет сформулировать методику этих исследований следующим образом: I. Для трех (рассмотренных в разделе 3.1) способов съема измерительной информации определяется на расходомерном стенде номинальная статическая функция преобразования при t - 20±2 С где К = I, 2, 3 (в соответствии со способом съема информации); V? - чувствительность прибора; VQH - начальные показания прибора в отсутствии расхода; G- - измеряемый расход газожидкостной смеси; % - текущие показания прибора.
Величины 17 V и fgHx определяются следующим образом. На расходомерном стенде задаются расходы воды равные 30, 70 и 100 % от предела измерения для данного типоразмера. На каждом из этих расходов газосодержание (отношение объемного расхода газа к объемному расходу жидкости) последовательно устанавливается равным 2, 5 и 10 с допуском -I. На каждом из указанных режимов измерения повторяются троекратно. Величины #5V и $дм определяются в соответствии с изложенным в 511 методом наименьших квадратов по следующим формулам 2. Указанные в п. І операции и вычисления повторяются при повышенной температуре = 50 С. 3. Производится сравнение номинальных статических функций преобразования, определенных при t = 20 и t = 50 С с одинаковыми номерами и /ґ ", и определяется относительная приведенная погрешность, вызываемая температурной нестабильностью коэффициентов передачи звеньев системы стабилизации вибрационного расходомера, для каждого способа съема измерительной информации.
Определение погрешности производится по формуле: где &т предел измерения для данного типоразмера. Зависимости показаний приборов различных типоразмеров от измеряемого расхода при нормальной и повышенной температурах приведены на рис. 17-25. Результаты эксперимента сведены в таблицу 4. Материалы экспериментальных исследований приведены в таблицах I, 2 и 3 приложения 2. Анализ результатов приведенных выше экспериментальных исследований показывает, что по своим метрологическим показателям П и Ш (лагометрический) способы съема измерительной информации мало отличаются друг от друга. Это обстоятельство следует и из структурного анализа схемы вибрационного массового расходомера, приведенного в разделе 3.1 в случае, если используются прецизионные источники питания, мало зависящие от изменения окружающей температуры и ориентированные на применение в схемах, построенных на операционных усилителях. Источники такого типа описаны, например, в Е533. Таким образом, на основании приведенных в настоящем разделе и в разделе 3.1 исследований, следует сделать вывод о целесообразности построения схемы вибрационного массового расходомера
