БЕССЕПАРАЦИОННЫЙ АНАЛИЗАТОР ОБЪЕМНЫХ ДОЛЕЙ ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ВОДЫ В ПРОДУКТАХ ДОБЫЧИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Для измерения дебитов газоконденсатных скважин, а также для решения некоторых других задач в настоящее время все более настоятельно требуются расходомеры газожидкостных (двухфазных) потоков. И если для регистрации однофазных газовых или жидкостных потоков разработано огромное количество различных типов расходомеров, различающихся по принципу действия, диапазонам расходов, точностным и стоимостным характеристикам и пр., то для измерения расходов газожидкостных смесей их число сравнительно невелико, причем большую долю их составляют расходомеры, используемые в нефтяной промышленности [1–4].

Для газоконденсатных (ГК-) скважин расходомеры газожидкостных смесей, используемые в нефтяной промышленности, практически не пригодны ввиду двух важных физических обстоятельств. Во-первых, нефтегазовые смеси на устье скважин содержат жидкую фазу в пределах ~7– 20% об., в то время как в газоконденсатных смесях ее содержание составляет 0.5–5.0% об., т.е. в ~5– 15 раз меньше. Это приводит к трудностям при измерении жидкой фазы с приемлемой (менее 5%)

погрешностью. Во-вторых, дебиты газовых скважин в сотни, тысячи и более раз больше, чем дебиты скважин нефтяных месторождений. В силу этого в газоконденсатных расходомерах, например, резко возрастает число Рейнольдса, меняется характер течения, становятся недопустимы элементы, сколько-нибудь заметно сокращающие сечение трубопровода (крыльчатки, диафрагмы с малым модулем m и др.).

Несмотря на то, что ПАО "Газпром" давно испытывает потребность в расходомерах для оперативного измерения покомпонентных продуктов добычи ГК-скважин, на сегодня число приборов, решающих задачу оперативного измерения покомпонентных продуктов добычи ГК-скважин, крайне мало. Из отечественных расходомеров можно назвать серию расходомеров "Поток" (разработка ООО "ГАНГ-Нефтегазавтоматика", г. Москва), расходомер ДФР-01 (разработка НПФ "Вымпел", г. Саратов) и расходомер РГЖ-001 (разработка ФГУП "ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова", г. Нижний Новгород). Однако по ряду причин ни один из этих расходомеров не получил широкого распространения, и в настоящее время в России эти расходомеры не выпускаются [5–7].

Отсюда перед отечественными компаниями (и, прежде всего, перед ПАО "Газпром") стоит задача выбора наиболее удачной модели — по совокупности стоимостных и метрологических характеристик, удобству обслуживания и пр., т.е. по параметру "стоимость – эффективность", но, прежде всего, по достоверности получаемых результатов и их сопоставимости с результатами исследований скважины по общепринятой методике с помощью устьевой сепарационной установки [8].

Ниже описано состояние разработки по созданию двухфазного расходомера для ГК-скважин, основанного на принципе различия компонентов (газа, воды и конденсата) по их диэлектрической проницаемости.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ МНОГОФАЗНЫМИ РАСХОДОМЕРАМИ

Перечислим вначале основные актуальные задачи, необходимость решения которых вынуждает обращаться к расходометрии многофазных потоков.

Первая задача обусловлена прогрессом в области добычи: развитие технологий сбора и подготовки углеводородного сырья и постоянно возрастающая степень автоматизации требуют непрерывного измерения расходов газовой и жидкой фаз углеводородных газожидкостных смесей. Управление процессами разработки месторождений требует непрерывного контроля дебитов как отдельных скважин, так и их групп. В этих условиях традиционное разделение газоконденсатного потока на газовую и жидкую фазы с помощью сепаратора и с последующим их замером становится невозможным, и мы с необходимостью должны обращаться к расходомерам газожидкостных потоков.

Второй важной задачей, потребовавшей развития многофазной расходометрии, является исследование скважин на газоконденсатность, т.е. определение их дебитов по газу, конденсату и воде, а также определение компонентно-фракционного состава добываемого пластового газа. При этих исследованиях продукты добычи разделяются в сепараторе на газовую и жидкую фазы при давлении 3–6 МПа, далее отбираются пробы газа сепарации, нестабильного и стабильного конденсатов и пластовой воды для последующих физикохимических исследований; при этом газ из сепаратора выводится на факел.

Следующей близкой, но все же самостоятельной задачей, решаемой с помощью многофазных расходомеров, является задача геологического контроля за эксплуатацией скважины.

Важным геологическим моментом является также степень обводненности скважины и ее динамика (например, такой вопрос особенно остро стоит на Астраханском месторождении). Поэтому при решении этой задачи расходомер должен измерять дебит воды наряду с измерением дебита нестабильного конденсата и газа.

Четвертой важной задачей, решение которой связано с применением расходомеров, является обеспечение добычи углеводородов с подводных шельфовых месторождений . В этих условиях контроль технологического режима эксплуатации скважин, устья которых находятся на значительной глубине, без применения таких расходомеров становится попросту невозможным.

К последней, пятой задаче (вернее к группе задач), решаемой с помощью расходомеров многофазных потоков, относятся задачи, связанные с коммерческими расчетами: при передаче определенного количества продуктов добычи от одних предприятий другим.

Совершенно разные цели и задачи на этапе разработки многофазных расходомеров определяют их различную архитектуру, требование к точности и, как следствие, различную стоимость. Так, для решения задач автоматизации при управлении процессами отбора углеводородов из залежей допустимы погрешности в 6–9%; задачи, решаемые при исследовании скважин (определение компонентно-фракционного состава добываемого флюида), требуют более высокого уровня точности (допустимая погрешность не должна превышать 3–4%); для геологического контроля состояния скважины в первую очередь нужны относительные измерения (т.к. измеряются производные потоков по времени), а величина абсолютной погрешности может быть велика ~10%, с другой стороны, здесь требуется четырехфазный (газ – нестабильный конденсат – вода – твердое тело) расходомер. Задачи коммерческого учета, особенно расчета между предприятиями, требуют наивысшей точности, и на сегодня для них величина погрешности допускается не более 1–2%.

СВЧ-РЕЗОНАТОР — АНАЛИЗАТОР СОСТАВА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ

Задача определения компонентных расходов — газа, воды и конденсата может быть разбита на две части. Первая из них — измерение скорости компонентов, вторая — измерение их объемного содержания.

Первая задача может быть решена различными способами: по измерению перепада давления на сужающем устройстве — диафрагме или трубе Вентури; по определению времени корреляции между двумя одинаковыми датчиками, разнесенными по длине измерительной секции; по изменению

Рис. 1. Трубная измерительная секция.

1 — конфузор трубы Вентури; 2 — ее горловина; 3 — диффузор; 4 — силовой корпус резонатора дециметрового диапазона; 5 — тефлон; 6, 7 — петли связи

частоты радиосигнала, отраженного от капель, т.е. по эффекту Доплера, и другими методами.

Для решения второй, более трудной задачи — определения объемных долей газа, воды и конденсата — в большинстве зарубежных многофазных расходомерах (МФР) используется гамма-плотномер. С привлечением некоторых дополнительных измерений (в основном количества воды в потоке) задачу определения объемных долей компонентов удается решить. Однако использование радиоизотопного метода измерения состава потока газожидкостной смеси (ГЖС) требует специальных мер, связанных с эксплуатацией и хранением радиоактивного источника.

При использовании диэлькометрического принципа задача решается с помощью СВЧ-анализатора, представляющего объемный резонатор, в центре которого сделано отверстие для пропуска потока ГЖС. Для сокращения размеров резонатор заполняют диэлектриком, имеющим малые потери в СВЧ-диапазоне. Пример такого резонатора, сконструированного и изготовленного фирмой "Петрогазтехприбор" (г. Санкт-Петербург), показан на рис. 1.

Электрические характеристики резонатора регистрировались с помощью панорамного анализатора Р2-102.

АЛГОРИТМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМНЫХ ДОЛЕЙ ГАЗА, ВОДЫ И КОНДЕНСАТА В МФР

С СВЧ-РЕЗОНАТОРОМ-АНАЛИЗАТОРОМ

Кратко рассмотрим алгоритм определения объемных долей газа, воды и конденсата МФР, конструкция которого показана на рис. 1, где секция анализатора компонентного состава выполнена на основе резонатора дециметрового диапазона. При прохождении газожидкостного потока сквозь резонатор меняются электрические характеристики последнего — его резонансная частота и форма резонансной кривой.

Пусть дисперсионная характеристика пустого резонатора выглядит, как показано на рис. 2 (кривая а ). Она характеризуется положением резонансного пика на оси частот — частотой f 0 и его полушириной Δ F 0 = f 0в – f 0н , где f 0в , f 0н — частоты, лежащие выше и ниже частоты f ₀ и соответствующие ослаблению сигнала на 3 дБ. (Пример резонансного пика, полученного с использованием подобной техники, показан в [9].) При заполнении резонатора газом до рабочего давления резонансная кривая сдвинется в сторону низких частот и займет положение f 1 . Поскольку газ не поглощает радиоволны дециметрового диапазона, полуширина Δ F 1 останется прежней: Δ F 1 = Δ F 0 (рис. 2, кривая б ).

Рис. 2. Эволюция сигналов резонатора при последовательном введении в него компонентов газожидкостного потока.

а — поток отсутствует; б — в резонаторе только природный газ; в — в газ добавляется аэрозоль воды; г — в газ, содержащий аэрозоль воды, добавлен аэрозоль углеводородного конденсата; А — амплитуда сигнала с детектора при свипировании частоты

Теперь добавим к газу воду в капельно-жидком виде. Частота резонатора при этом снова сдвинется вниз и займет положение f 2 . Кроме того, поскольку аэрозоль воды поглощает радиоволны, резонансный пик при этом еще дополнительно и расширится, а также несколько упадет его амплитуда (рис. 2, в ). Далее добавим в объем резонатора аэрозоль углеводородного (УВ) конденсата. Конденсат снова сдвинет частоту резонатора вниз: f 2 → f 3 . Форма резонансной кривой при этом останется прежней, т.к. УВ-конденсат практически не поглощает радиоволны СВЧ-диапазона. В результате получаем форму сигнала, представленную на рис. 2, г . Ключевым моментом здесь является измерение количества воды, т.к. только она вызовет уширение резонансной кривой 5 (A F) = A F 0 - A F 2 [10].

Основная физическая идея алгоритма: по известной, заранее измеренной зависимости ΔF(V2), где V2 — объем всех капель воды в резонаторе, определяется значение V2. Далее по найденному V2 вычисляется сдвиг частоты, обусловленный водной компонентой Δf12. Сдвиг частоты, вызванный газовой фазой, A/01 либо вычисляется анали- тически (при известном компонентном составе), либо измеряется. После этого из общего сдвига Af13 вычитаются сдвиги частот A/01 и Af12. По оставшейся части Δf23 определяют объем конденсата V3, находящегося в резонаторе.

Для наглядного представления о сдвигах частот от каждого компонента рассмотрим следующий пример.

Пусть используется МФР, в состав которого входит секция измерения плотности газожидкостного потока на основе СВЧ-резонатора дециметрового диапазона [2]. Предположим, что МФР установлен в шлейфе одной из скважин Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). Зададимся типичными рабочими условиями: давление P = 8.0 МПа и температура T ~300 К.

Значение водогазового фактора (ВГФ) может меняться в широких пределах (10–500 см³/м³); то же можно сказать и о конденсатогазовом факторе (КГФ): 150–400 см³/м³. Зададимся средними значениями ВГФ ( γ ) и КГФ ( æ ): положим γ = = 250 см³/м³ и æ = 275 см³/м³. Состав пластового газа АГКМ представлен в табл.

Табл. Процентный состав пластового газа АГКМ

Хар-ка	Газ
	N 1	CO 2	H 2 S	C 1	C 2	C 3	C 4	C 5	C 6+
% мол.	0.62	13.41	25.61	52.28	2.09	0.99	0.65	0.31	3.86

Численные оценки сдвигов частоты для условий P = 8.0 МПа, T = 300 К, γ =250 см³/м³, æ = = 275 см³/м³ дают следующие значения: Δƒ 01 = = 24 МГц, Δ f 12 = 15 МГц, Δ f 23 = 2.7 МГц.

ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРОННОЙ АППАРАТУРЕ. ДИАПАЗОН ИЗМЕРЕНИЯ КГФ

В действующем макете МФР СВЧ-резонатор имел следующие параметры: резонансная частота (на низшей моде колебаний Е 010 ) составляла f 0 = = 1450 Гц, нагруженная добротность Q 0 = 1.1·10³. В качестве измерителя смещения частоты и изменения добротности использовался панорамный анализатор Р2-102 с погрешностью измерения частоты δf = ±0.5 МГц. С помощью статистики это значение было снижено в несколько раз и доведено до ±0.1 МГц.

Рассматриваемые в [10] экспериментальные данные зависимости полуширины резонансной кривой Δ F 2 от объема воды в аэрозольной фазе V 2 показывают, что погрешность в определении Δ F 2 , равная ±0.1 МГц, приводит к погрешности определения объема воды ±0.5 мл. Это, в свою очередь, при вычислении сдвига частоты в Δ f 13 , привносимого водой в общий сдвиг частоты в Δƒ 03 , приводит к неопределенности последней на δf = ±3 МГц. Эта цифра превышает величину Δ f 23 = 2.7 МГц, которая в алгоритме отводится конденсату. А это означает, что погрешность в определении сдвига частоты, даваемого водой, "замажет" эффект сдвига частоты от присутствия конденсата и количество последнего нельзя будет измерить с разумной достоверностью.

Одним из выходов из этой ситуации является требование к снижению погрешности измерения частоты в ~10 раз. Это, в свою очередь, приводит к необходимости определения точек половинной мощности с погрешностью не более δf = = ±0.01 МГц. При этом относительная погрешность измерения частоты составит δf / f 0 ~ ~ 10^–2 / 1500 = 0.7 · 10^–5. Напомним, что классическое выражение для минимально измеряемого сдвига частоты δf резонатора с параметрами f 0 и Q 0 записывается как

δf / f 0 = η / Q 0 , где η — коэффициент, зависящий от способа измерения частоты, обычно находится в диапазоне 0.1–0.3 (безразмерная величина). Если принять наименьшее значение η = 0.1, то это выражение можно переписать следующим образом:

δf ≈ 0.1 Δ F 0 .

В рассматриваемом случае это требование должно быть ужесточено

δf ≈ 0.01 Δ F 0 .

Обратим внимание на следующий важный момент. В рассматриваемом примере фигурировало достаточно большое значение КГФ (275 см3/м3). Большинство месторождений имеет КГФ в 3– 10 раз ниже. При переходе на скважину с таким содержанием конденсата в пластовом газе ситуация вновь повторится, и относительная погрешность снова окажется недопустимо высокой: она составит 40–120%.

Таким образом, для скважин с умеренным (~100 см3/м3) и низким (~30–10 см3/м3) КГФ алгоритм определения количества конденсата в потоке ГЖС должен быть кардинально улучшен.

И он, действительно, может быть улучшен, если панорамный анализатор Р2-102 заменить более совершенной техникой. Современная электроника типа скалярного анализатора Р2М-18А фирмы "Микран" (г. Томск) успешно справляется с этой задачей: она позволяет определить резонансную частоту резонатора и точки половинной мощности с точностью до 5–6 значащих цифр даже при умеренных и низких добротностях ( Q ~100–300). Отсюда: задача определения содержания конденсата при низком КГФ может быть успешно решена.

СТРАТЕГИЯ ВЫСОКОТОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКОМПОНЕНТНЫХ РАСХОДОВ

В рассмотренных выше примерах не учитывалась погрешность измерения частоты от чисто газового компонента. А она может быть существенной, т.к., помимо состава газа, зависит от его давления, температуры и коэффициента сжимаемости.

Поэтому для минимизации погрешности определения объемной доли конденсата необходимо минимизировать погрешности измерения сдвига Δƒ 01 , вызванного чисто газовым компонентом.

В идеале желательно измерять объемную долю каждого компонента газожидкостного потока в условиях, когда других компонентов нет, для чего надо физически их разделить. Однако это не допускается "условиями задачи": любой МФР предназначен для бессепарационного измерения расходов каждого компонента. Тем не менее в одном случае можно организовать измерение объемной доли только одного газа, а во втором случае — организовать высокоточное измерение доли воды , несмотря на присутствие конденсата.

Далее основное внимание будет сосредоточено на принципах измерения количества индивидуального компонента с наиболее низкой погрешностью [11]. Начнем с высокоточных измерений воды — источника основных погрешностей при определении количества конденсата.

ИЗМЕРЕНИЕ ОБЪЕМНОЙ ДОЛИ ВОДЫ С ПОМОЩЬЮ ФИЛЬТРА, ПРОСВЕЧИВАЕМОГО РАДИОВОЛНАМИ МИЛЛИМЕТРОВОГО ДИАПАЗОНА

Электромагнитные волны миллиметрового диапазона (частота 30–40 ГГц) энергично поглощаются водой: затухание N составляет 200 дБ/см! Это обстоятельство позволяет обнаруживать малые количества воды, встречающиеся на пути такого радиолуча — компонент ( в ) с индексами 2 в обозначениях по рис. 2. Используем этот момент для определения C 2 (рис. 3).

Для этого организуем линию подачи газа в специальный фильтр, отделяющий жидкую фазу, и дополним счетчиком прошедшего через нее газа (рис. 4).

Конструкция такого фильтра может быть достаточно простой — это цилиндр диаметром 12– 14 мм, заполненный фильтрующим материалом в виде, например, стекловолоконной ваты, или кварцевого песка, или тканью Петрянова, исполь- зуемой в респираторах, или фторопластовыми нитями. К материалу фильтра предъявляются два основных требования — он должен иметь малый угол потерь и допускать нагрев до 120-150 °С.

Сигнал, регистрируемый детектором U д , ослабляется только водным компонентом, т.к. УВ-конденсат не поглощает миллиметровые волны (он лишь сдвигает фазу волны). Сигнал U д и масса воды в фильтре связаны соотношением

Uд =kU0 eαmв, где k — коэффициент, определяемый геометрией фильтра (устанавливается заранее опытным путем), безразмерная величина; U0 — сигнал в случае, когда вода отсутствует, В; α — коэффициент поглощения, 1/кг; mв — масса воды в фильтре, кг.

Из этого соотношения находится масса воды

1    Uд mв = ln .

α kU ₀

Рис. 3. Способ определения доли воды С 2 с помощью зондирования фильтра радиоволнами миллиметрового диапазона.

1 — участок трубопровода; 2 — поток газожидкостной смеси; 3 — заборное устройство; 4, 11 — вентили; 5 — фильтр; 6 — КВЧ-генератор; 7, 8 — приемный и передающий рупоры; 9 — детекторная секция; 10 — счетчик объема газа

Рис. 4. Конструкция волноводного фильтра.

1 — силовой корпус; 2 — материал фильтра; 3 — входная трубка подачи газа (от заборного устройства); 4 — выходная трубка сухого газа, очищенного от аэрозоля; 5, 6 — излучающий и принимающий рупоры; 7, 8 — волноводы 8-мм диапазона; 9, 10 — радиопрозрачные согласующие диэлектрические окна, отделяющие генератор (слева) и детектор (справа) от фильтра 1, находящегося при рабочем давлении (~100 атм); 11, 12 — волноводные фланцы

Зная массу воды m в и количество газа, прошедшего через фильтр, определяем значение ВГФ в стандартных условиях . Отношение объема воды к объему газа в рабочих условиях дает искомый коэффициент C 2 .

Варьируя время прохождения анализируемого потока ГЖС через фильтр, всегда можно добиться высокой точности определения величины C 2 . Действительно, при малых водосодержаниях можно увеличить время накопления воды в фильтре и добиться ярко выраженного эффекта, т.е. ситуации, когда U д составляет, например, 0.1–0.3 U 0 . А точное определение количества воды, т.е. C 2 , является, как уже говорилось выше, гарантом низкой погрешности при дальнейшем определении объемной доли конденсата, а затем и природного газа C 1 .

Счетчик 10 регистрирует объем прошедшего газа в рабочих условиях V г . Определив массу воды, находим объем воды в фильтре V в = m в / ρ , где ρ — плотность воды, а затем и долю воды в газожидкостном потоке

C 2 = V в / ( V г + V в ).

Организация измерений объемной доли газовой фазы приводится в работе [11], и мы не будем на ней останавливаться.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, на сегодня разработка МФР для ГК-скважин, основанном на диэлькометрическом принципе, практически завершена. Организация байпасной линии с периодическим забором небольшой (~0.01 %) доли потока ГЖС, введение опорного резонатора, измеряющего реакцию чистого (без жидкой фазы) газа и последующее зондирование фильтр-патрона с отделенной жидкостью миллиметровыми волнами, а также требование понизить погрешность δƒ измерения резонансной частоты и точек половинной мощности до значений δƒ / ƒ ~ 1·10^–5 выводят решение задачи определения объемной доли конденсата С 3 на новый метрологический уровень. Оценки показывают, что введение предлагаемых мер позволяет получить приемлемую погрешность (~5–10%) определения С 3 при КГФ в ~10 раз более низком (10– 30 см³/м³), чем обсуждалось ранее. И на повестке дня стоит создание действующего макета, а затем и опытного образца.